source_file
stringlengths 8
137
| extracted_text
stringlengths 58
625k
|
|---|---|
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_03c3127b21620.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9392 Karar Tarihi : 18/06/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 18/06/2020 tarihli toplantısında; ekteki “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK PİYASASINDA ÖNLİSANS VEYA LİSANSLARA KONU ÜRETİM TESİSLERİNİN SANTRAL SAHALARININ BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
BİRİNCİ BÖLÜM
Genel Hükümler
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Usul ve Esasların amacı, elektrik üretim tesisi kurmak üzere yapılan önlisans başvuruları veya alınan önlisanslara ilişkin proje sahaları ile üretim lisansı başvuruları veya üretim lisansları kapsamındaki tesislere ilişkin santral sahalarının belirlenmesinde uygulanacak esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Usul ve Esaslar, 02/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği kapsamında kurulabilecek olan üretim tesislerinde, mevcut üretim tesisleri ile önlisans veya üretim lisansı kapsamındaki tesis veya proje sahalarının ve bu sahalarda kurulabilecek yardımcı kaynak ünite alanlarının tespit edilmesine ilişkin usul ve esasları kapsar. Bu Usul ve Esaslar, 12/05/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamındaki tesis veya projelere uygulanmaz.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin 12, 18, 20 ve 24 üncü maddelerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) Santral alanı: Elektrik üretim tesisinin teknoloji tipine göre değişmekle birlikte türbin, motor, generatör, kazan, atık ısı kazanı, ısı değiştiriciler, kondenser, soğutma sistemleri, kontrol ve otomasyon sistemleri vb. elektrik üretiminin gerçekleştiği ve genel olarak santral binasında bulunan birimler ile idari birimlerin bir arada bulunduğu tesisin ana birimleri ile tesisin çalışması ve işletilmesi için gerekli olan yangın müdahale birimleri, yangın suyu depoları, arıtma tesisleri, yardımcı yakıt depoları, acil durum jeneratörleri, depolar, atölyeler vb. gibi destek ünitelerinin bir arada yer aldığı alanı,
b) Sosyal alan: Elektrik üretim tesisinde üretim yapılabilmesi için devamlı veya periyodik usulle çalışan personelin ihtiyaçlarının karşılanması için gerekli spor, barınma, lokal, otopark vb. alanlar ile çevre yeşili ve iç yollar vb. yer aldığı alanı,
c) Şalt sahası: Üretilen elektrik enerjisinin transformatörler kullanılarak gerilim seviyesini yükselten veya alçaltan, koruma sistemleri ile birlikte dağıtım ya da iletim sistemine aktarılması için gerekli orta gerilim veya yüksek gerilim makine ekipman ve/veya teçhizatının bulunduğu alanı,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçen diğer ifade ve kısaltmalar Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’ndeki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Santral Sahalarının Belirlenmesi
Santral sahalarına ilişkin genel hükümler
MADDE 5- (1) Nükleer enerjiye dayalı olanlar ile sanayi tesisi sahasındaki elektrik üretim tesisleri hariç kaynak ayrımı yapılmaksızın önlisans veya üretim lisansına konu elektrik üretim tesislerinin santral sahalarında aşağıda yer verilen ortak unsurlar bulunur:
Santral alanı,
Sosyal alan,
Şalt sahası.
(2) Elektrik üretim tesisleri için verilen önlisans veya üretim lisanslarına güvenlik bandı da dâhil olmak üzere santral sahası olarak; santral alanı asgari, bulunması halinde şalt sahası ile talep edilmesi halinde sosyal alan ve ilgili maddesinde belirtilen diğer alanları çevreleyen bütünleşik sahanın koordinatları derç edilir. Diğer unsurlara ilişkin veriler EPDK Başvuru Sisteminde tutulur.
(3) Santral sahalarını oluşturan alanlar ya da unsurlar arasında teknik gerekler dışında makul mesafeler bırakılabilir. Bu mesafelerin mevzuatta tanımlanan hakların fazladan elde edilmesini amaçlayan kullanımları makul mesafe olarak değerlendirilmez.
(4) İkinci fıkrada ve her bir kaynak türü ve tesis tipi için işbu Usul ve Esasların ilgili hükmünde yer verilmeyen ancak diğer mevzuatta ya da tesis sahasının veya tesis teknolojisinin özelliklerinden kaynaklanan gerekler nedeniyle santral sahası içerisinde yer alması gereken yapı veya unsurlar ile tesis inşasına ve işletmesine hizmet etmek üzere edinilen alanlar elektrik üretim tesisinin imar planına dâhil edilmek kaydıyla her biri harita üzerine yerleştirilerek santral sahasına dâhil edilebilir.
Hidrolik enerjiye dayalı rezervuarlı tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 6- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik enerjiye dayalı rezervuarlı tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Rezervuar alanı,
Gövde,
Kazı palyeleri,
ç) Heyelan ve heyelan önleme alanları,
Kanal veya iletim yapısı,
Denge bacası,
Cebri boru,
Santral kuyruk suyu alanı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen rezervuar azami su kotu seviyesi ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir (Örnek Ek Şekil-1-a veya 1-b).
(3) DSİ tarafından inşa edilip 6200 sayılı Kanun Ek Madde 1 kapsamında EÜAŞ’a devredilen hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde ve 3096 sayılı Kanun kapsamında kurulan üretim tesislerinde DSİ uhdesinde kalan su yapıları ile bunların mütemmim cüzleri kapsamındaki rezervuar alanı, gövde, dip savak, dolu savak, tüneller, kanallar, kazı palyeleri vb. unsurlar santral sahasına dâhil edilmez. Bu unsurlar EÜAŞ tarafından talep edilmesi halinde santral sahasına eklenir.
Hidrolik enerjiye dayalı kanal tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 7- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik enerjiye dayalı kanal tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Regülatör,
Kanal veya iletim yapısı,
Çökeltim ve yükleme havuzları,
ç) Denge bacası,
Cebri boru,
Kazı palyeleri.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen regülatör azami su kotu seviyesine ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-2).
(3) DSİ tarafından inşa edilip 6200 sayılı Kanun Ek Madde 1 kapsamında EÜAŞ’a devredilen hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde ve 3096 sayılı Kanun kapsamında kurulan üretim tesislerinde DSİ uhdesinde kalan su yapıları ile bunların mütemmim cüzleri kapsamındaki rezervuar alanı, gövde, dip savak, dolu savak, tüneller, kanallar, kazı palyeleri vb. unsurlar santral sahasına dâhil edilmez. Bu unsurlar EÜAŞ tarafından talep edilmesi halinde santral sahasına eklenir.
Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 8- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından rüzgâr enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde santral sahası, 20/10/2015 tarihli ve 29508 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Rüzgâr Kaynağına Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi Hakkında Yönetmelik hükümlerine göre belirlenir.
Güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 9- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde santral sahası, 30/06/2017 tarihli ve 30110 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi Hakkında Yönetmelik hükümlerine göre belirlenir.
Jeotermal enerjiye dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 10- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından jeotermal enerjiye dayalı üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Üretim kuyu alanları (kaptaj alanı dâhil),
Re-enjeksiyon kuyuları,
Jeotermal akışkan isale hatları.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-3). Bir üretim veya re-enjeksiyon kuyusu ancak bir önlisansa veya üretim lisansına derç edilebilir.
(3) Üretim ve re-enjeksiyon kuyularını santral alanı ile birleştiren hatlara ait köşe koordinatları, santral alanını merkez alacak şekilde üretim ve re-enjeksiyon kuyularını çevreleyen en kısa mesafe baz alınarak belirlenir.
Biyokütle enerjisine dayalı doğrudan yakma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 11- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı doğrudan yakma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Yakıt stok alanı,
Kül depolama alanı,
Kontrol binası ve şaft binası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-4).
Biyokütle enerjisine dayalı biyometanizasyon teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 12- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve fermantasyon teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Atık kabul ve mekanik ayrıştırma alanı,
Çürütücü ve reaktörler (biyometanizasyon reaktörü dâhil),
Gaz temizleme ve gaz depolama alanı,
ç) Susuzlaştırma alanı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-5).
Biyokütle enerjisine dayalı gazlaştırma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 13- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve gazlaştırma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Atık kabul ve depolama alanı,
Yakıt hazırlama, gazlaştırma, gaz iyileştirme alanı,
Soğutma ve depolama alanı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-6).
Biyokütle enerjisine dayalı piroliz teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 14- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve piroliz teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Hammadde hazırlama, çelik ayrıştırma/boyut küçültme ünite alanı,
Piroliz reaktörü,
Manyetik ayırıcı,
ç) Yoğunlaştırma ünitesi.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-7).
Kömür yakıtlı konvansiyonel tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 15- (1) Yerli veya ithal kömür yakıtlı ve konvansiyonel tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Kömür yakıtlı akışkan yataklı tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 16- (1) Yerli veya ithal kömür yakıtlı ve akışkan yataklı tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Kömür yakıtlı süper kritik veya ultra süper kritik tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 17- (1) İthal kömür yakıtlı ve süper kritik veya ultra süper kritik tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Doğal gaz yakıtlı basit çevrim tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 18- (1) Doğal gaz yakıtlı ve basit çevrim tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası ortak unsurlardan oluşur.
(2) Ortak unsurların haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-9).
Doğal gaz yakıtlı kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 19- (1) Doğal gaz yakıtlı ve kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası ortak unsurlardan oluşur.
(2) Ortak unsurlar haritada işaretlenerek her biri için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-9).
Doğal gaz yakıtlı kombine çevrim tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 20- (1) Doğal gaz yakıtlı ve kombine çevrim tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsur bulunur:
Basınç düşürme istasyonu.
Su alma yapısı.
(2) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada sayılan unsur haritada işaretlenerek her bir unsur için ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-10).
Sanayi tesisi sahasındaki kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 21- (1) Sanayi tesisi sahasındaki kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tesis tipindeki üretim tesislerinde yakıt tipinden bağımsız olarak santral sahası, sanayi tesisinin kurulu olduğu tüm parseller olarak kabul edilir.
(2) Birinci fıkrada belirtilen tesis tipleri haricinde olup sanayi tesisi sahasında ve söz konusu sanayi tesisine hizmet etmek amacıyla kurulmuş olan üretim tesislerinde santral sahası, sanayi tesisinin kurulu olduğu tüm parseller olarak kabul edilir.
Nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 22- (1) Nükleer enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde santral sahası yer lisansına konu saha olarak kabul edilir.
Yardımcı kaynak ünite alanı
MADDE 23- (1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi kurmak üzere yapılacak önlisans veya üretim lisansı başvuruları ile mevcut önlisans veya üretim lisanslarına konu üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında yapılan tadil başvurularında yardımcı kaynağa dayalı ünite/ünitelerin;
a) Rüzgâr enerjisine dayalı olması halinde ünite koordinatları,
b) Diğer kaynaklara dayalı olması halinde bu ünite/ünitelerin kapladığı alana ilişkin köşe koordinatları yardımcı kaynak ünite alanı olarak
EPDK Başvuru Sistemine yüklenir ve bu koordinatlar ilgili önlisansa veya üretim lisansına derç edilir.
(2) Hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesislerinde, birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi kurulması kapsamında, santral sahalarında bulunan heyelan önleme alanları ile inşaat/işletme aşamasında oluşan heyelan alanlarına yardımcı kaynağa dayalı ünite kurulamaz.
(3) Jeotermal kaynağa dayalı üretim tesislerinde iç ihtiyacın karşılanması amacıyla birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi kurulması kapsamında; her 1 MW güce karşılık fotovoltaik güneş enerjisine dayalı ünite için azami 15 dönüme kadar, diğer kaynaklar için ilgili mevzuatında tanımlanan yönteme uygun belirlenecek arazi, santral sahası sınırlarına bütünleşik olmak kaydıyla santral sahasına ilave edilebilir.
(4) Sanayi tesisi bünyesinde kurulmuş olanlar hariç kömür yakıtlı konvansiyonel, akışkan yataklı, süper kritik veya ultra süper kritik tipindeki üretim tesislerinde iç ihtiyacın karşılanması amacıyla birleşik elektrik üretim tesisi veya destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisi kurulması kapsamında; her 1 MW güce karşılık fotovoltaik güneş enerjisine dayalı ünite için azami 15 dönüme kadar, diğer kaynaklar için ilgili mevzuatında tanımlanan yönteme uygun belirlenecek arazi, santral sahası sınırlarına bütünleşik ya da maden işletme ruhsat sahası içerisinde kalacak ve bir koridorla santral sahasına birleştirilecek şekilde santral sahasına ilave edilebilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Geçici ve Son hükümler
Santral sahası belirlenmemiş olan mevcut önlisans ve üretim lisanslı projeler
Geçici Madde 1- (1) Mevcut önlisans veya üretim lisansları kapsamında, ilgili tüzel kişilerin, söz konusu üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında başvuruda bulunmaları halinde öncelikle, santral sahalarının bu Usul ve Esaslarla belirlenen hükümlere uygun hale getirilerek ilgili önlisansa veya üretim lisansına derç edilmesi gerekir.
(2) Bu Usul ve Esasların yürürlüğe girdiği tarihten sonra Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin ilgili hükümleri uyarınca yapılacak veya bu tarihten önce yapılmış ancak Kurum tarafından hakkında henüz karar alınmamış santral sahası değişikliği tadil taleplerine konu santral sahalarının, bu Usul ve Esaslarla belirlenen hükümlere uygun şekilde sunulması gerekir.
Önlisansı müteakip üretim lisansı başvurularında santral sahasının uyumlaştırılması
Geçici Madde 2- (1) Santral sahası bu Usul ve Esaslara göre belirlenmemiş önlisanslar kapsamındaki yükümlülüklerin tamamlanarak üretim lisansı başvurusu yapılması halinde başvuruya konu santral sahası, bu Usul ve Esaslara göre düzeltilir.
Kullanım hakkı edinilip imar planı yapılmış arazilerin santral sahasına dâhil edilmesi
Geçici Madde 3- (1) Bu Usul ve Esasların yürürlüğe girmesinden önce verilen önlisans veya üretim lisansları kapsamında mülkiyet veya kullanım hakkı edinilmiş ve imar planlarına konu edilmiş araziler de Geçici 1 inci ve Geçici 2 nci maddeler uyarınca yapılacak işlem kapsamında santral sahası sınırlarına dâhil edilebilir.
Yürürlük
MADDE 24- (1) Bu Usul ve Esasların Geçici 2 nci maddesi 01/01/2021 tarihinde, diğer maddeleri ise 1/7/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 25- (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_03c5d00142556.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13156-3 Karar Tarihi: 26/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2024 tarihli toplantısında; 7/4/2016 tarihli ve 6199 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen Sayaç Kontrol Bedellerine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 5 inci maddesi uyarınca sayaç kontrol bedellerinin 1/1/2025 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Sayaç Kontrol Bedelleri | Sayaç Kontrol Bedelleri
2025 2025
Sayaç Türü | Bedel (TL)
Direkt bağlı tek fazlı aktif veya üç fazlı aktif ve/veya reaktif sayaçlar 148,0
Akım trafolu ve/veya gerilim trafolu aktif ve/veya reaktif sayaçlar 187,5 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_03d43a0838959.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:7607 Karar Tarihi:28/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2017 tarihli toplantısında; Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatına İlişkin Kurul Kararında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararının kabul edilerek aşağıdaki değişikliğin Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
ENERJİ PİYASASI BİLDİRİM SİSTEMİ KULLANIM TALİMATINA İLİŞKİN
KURUL KARARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KURUL KARARI
MADDE 1– 20/11/2014 tarihli ve 5313-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen ve 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatının eki olan “Ek-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu” ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 2- Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EKLER:
EK-1 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_043dede996067.docx | 28 Şubat 2019 PERŞEMBE | Resmî Gazete | Sayı : 30700
KANUN | KANUN | KANUN
MADEN KANUNU İLE BAZI KANUNLARDA VE KANUN HÜKMÜNDE
KARARNAMEDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KANUN
Kanun No. 7164 Kabul Tarihi: 14/2/2019
MADDE 1 – 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun ek 1 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “arama ve araştırma” ibaresi “arama, araştırma ve işletme” şeklinde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Bu madde kapsamında kurulan şirketler özel hukuk hükümlerine tabi olup 10/2/1954 tarihli ve 6245 sayılı Harcırah Kanunu, 5/1/1961 tarihli ve 237 sayılı Taşıt Kanunu, 8/9/1983 tarihli ve 2886 sayılı Devlet İhale Kanunu, 8/6/1984 tarihli ve 233 sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname, 22/1/1990 tarihli ve 399 sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Personel Rejiminin Düzenlenmesi Ve 233 Sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin Bazı Maddelerinin Yürürlükten Kaldırılmasına Dair Kanun Hükmünde Kararname, 18/5/1994 tarihli ve 527 sayılı Memurlar ve Diğer Kamu Görevlileri ile İlgili Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun Hükmünde Kararname, 4/7/2001 tarihli ve 631 sayılı Memurlar ve Diğer Kamu Görevlilerinin Mali ve Sosyal Haklarında Düzenlemeler ile Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun Hükmünde Kararname ile bunların ek ve değişikliklerine ilişkin hükümler ile kamu kurum ve kuruluşlarına personel alınmasına dair ilgili mevzuat hükümleri, şirketler veya ortak olduğu şirketler ile bunların iş ve işlemleri hakkında uygulanmaz. Şirketlerin faaliyetleri iş mevzuatı hükümlerine göre istihdam edilen personel eliyle yürütülür.
Kamu kurum ve kuruluşlarında çalışanlar bu madde kapsamında kurulan şirketlerin talebi, kendilerinin ve kurumlarının muvafakati ile şirketlerde istihdam edilebilir. Bunların kurumlarıyla olan ilişkileri iş akdinin yapılmasıyla son bulur. Bunlara verilecek ücret ile diğer malî ve sosyal haklar yapılacak iş akdi ile belirlenir. Bu şekilde istihdam edilenler, şirketteki görevlerinin sona ermesinden itibaren altı ay içerisinde başvurmaları üzerine daha önce çalıştıkları kurum veya kuruluşların öğrenimlerine ve kazanılmış hak aylıklarına uygun kadrolarına veya durumlarına uygun pozisyonlarına, ayrılmadan önceki kadro ve pozisyonları dikkate alınmaksızın en geç üç ay içerisinde sınavsız atanırlar. Bu fıkra uyarınca önceki kurumlarına dönen kişilerin şirket ve alt şirketlerde geçen hizmetleri kazanılmış hak aylık derece ve kademelerinde değerlendirilir. Bu durumda, şirketlerdeki çalışmalarından dolayı kıdem tazminatları ödenmez ve bu süreler emeklilik ikramiyesinin hesabında dikkate alınır.”
MADDE 2 – 9/7/1982 tarihli ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kurumunun Muafiyetleri ve Bazı Düzenlemeler Yapılması Hakkında Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 5 – 14/1/2012 tarihinde Türkiye Atom Enerjisi Kurumunda kadro karşılığı sözleşmeli personel statüsünde bulunan ve halen bu statüde görevine devam eden personel hakkında, anılan tarihte yürürlükte bulunan 12 nci maddenin üçüncü ve dördüncü fıkrası ve bu maddeye istinaden Başbakan onayı ile yürürlüğe giren 26/6/2000 tarihli Türkiye Atom Enerjisi Kurumunda Çalıştırılacak Sözleşmeli Personel Hakkında Hizmet Sözleşmesi Usul ve Esaslarının, 375 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin geçici 10 uncu, geçici 12 nci ve geçici 16 ncı madde hükümleri de dikkate alınmak suretiyle uygulanmasına devam olunur.”
MADDE 3 – 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“Kömür Alımı
EK MADDE 7 – Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ), ihtiyaç duyulması halinde kamu kaynaklarının etkin ve verimli kullanılması amacı ile bu Kanun kapsamında elektrik üretim tesisleri kurması ve işletmesi ile ticaretinin yaptırılması konusunda görevlendirilen veya kendisine üretim tesisi işletme hakkı devredilen sermaye şirketlerinin sözleşme kapsamında tahsis edilen sahasından kömür alımı yapabilir.”
MADDE 4 – 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 1 inci maddesinin birinci fıkrasına “madenlerin” ibaresinden sonra gelmek üzere “milli menfaatlere uygun olarak” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 5 – 3213 sayılı Kanunun 3 üncü maddesinde yer alan “Genel Müdürlük”, “Buluculuk”, “Beyan”, “İhtisaslaşmış Devlet Kuruluşu”, “Maden Hakları”, “Devlet Hakkı”, “Ruhsat Bedeli”, “Yetkilendirilmiş Tüzel Kişiler” tanımları ile “Sertifika” tanımı “Ruhsat” olarak aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, “Münfesih” ve “Kurul” tanımları yürürlükten kaldırılmış ve maddeye aşağıdaki “Maden İşletme Faaliyetleri”, “Madencilik Faaliyetleri”, “Görünür Rezerv Geliştirme Hakkı” ve “Teknik Eleman” tanımları eklenmiştir.
“Genel Müdürlük: Maden ve Petrol İşleri Genel Müdürlüğü.”
“Buluculuk: Herhangi bir ruhsat döneminde bir kaynak veya rezervin ulusal maden kaynak ve rezerv raporlama koduna göre hazırlanmış rapor sonucunda ortaya çıkartılması.”
“Beyan: İlgililerin resmi kuruluşlara herhangi bir durumu belirlemek veya açıklamak maksadı ile yazılı ve/veya elektronik ortamda vermiş oldukları belge.”
“İhtisaslaşmış Devlet Kuruluşu: Madencilik faaliyetleri ile ilgili konularda ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşları.
Maden Hakları: Madenlerin aranması, bulunması, görünür rezervinin geliştirilmesi ve işletilebilmesi için verilen izinler ve maden yataklarının bulunmasına yardımcı olanlara tanınan maddî imkânlar.”
“Devlet Hakkı: Maden istihracı ile sağlanacak gelirden Devlet payına düşen ve ödeme yükümlülüğü ruhsat sahibine ait olan kısım.”
“Ruhsat Bedeli: Taban bedelinin, ruhsatın yürürlükte kaldığı takvim yılı sayısı, maden grubu, cinsi ve alan büyüklüklerine göre belirlenen katsayılarla çarpılarak ekli (1) ve (2) sayılı tablolarda gösterildiği şekilde hesaplanarak her yıl ocak ayının sonuna kadar; arama ruhsatlarında tamamı Genel Müdürlüğün bütçesine ve işletme ruhsatlarında ise %30’u çevre ile uyum planı çalışmalarını temin etmek üzere teminat olarak, %20’si Genel Müdürlüğün bütçesine, %50’si ise genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılması gereken tutar.
Yetkilendirilmiş Tüzel Kişiler: Genel Müdürlükçe yetkilendirilen, bu Kanun kapsamında Genel Müdürlüğe verilmesi gereken rapor, proje ve her türlü teknik belgeyi hazırlamaya yetkili ve bunlardan sorumlu olan, şirket hisselerinin yarısından fazlasının sahibinin mühendis olduğu ya da bünyesinde nitelik ve nicelikleri yönetmelikle belirlenen mühendisler çalıştıran maden arama ruhsat sahibi veya işletmesi olan tüzel kişiler.”
“Ruhsat: Madenlerin aranması ve işletilmesi için yönetmelikte belirtilen usul ve esaslar çerçevesinde Genel Müdürlükçe verilen belge.”
“Maden İşletme Faaliyetleri: Üretime yönelik hazırlık çalışmaları ve üretim için yapılan faaliyetler.
Madencilik Faaliyetleri: Madenlerin aranması, üretime yönelik hazırlık çalışmaları, üretilmesi, sevkiyatı, cevher hazırlama ve zenginleştirme, atıkların bertarafı, ruhsat sahasındaki stoklama/depolama işlemleri, maden işletmelerinin kapatılması ve çevre ile uyumlu hale getirilmesi ile ilgili tüm faaliyetler ve bu faaliyetlere yönelik geçici tesislerin yapılması.
Görünür Rezerv Geliştirme Hakkı: Ruhsat sahibi ile veya ihalelik sahalara ilişkin Genel Müdürlük ile gerçek/tüzel kişiler ve/veya kamu kurum ve kuruluşları arasında yapılan sözleşme kapsamında, Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama koduna göre hazırlanmış rapor ile belirlenen görünür rezervden, bu görünür rezervi ortaya çıkaran gerçek/tüzel kişiler ve/veya kamu kurum ve kuruluşlarının aldığı pay.
Teknik Eleman: İşletme tekniği, büyüklüğü ve yapısal durumu göz önüne alınarak, Kanun ve ilgili mevzuat kapsamında istihdam edilen maden, jeoloji, jeofizik mühendisleri ve ihtiyaç hâlinde harita mühendisleri ile diğer mühendisler.”
MADDE 6 – 3213 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve ikinci fıkrasına “Maden ruhsatları” ibaresinden sonra gelmek üzere
“, görünür rezerv geliştirme hakkı” ibaresi eklenmiştir.
“Madenler üzerinde tesis olunan ilk müracaat (takaddüm), arama ruhsatı, buluculuk, görünür rezerv geliştirme ve işletme ruhsatı haklarının hiçbiri hisselere bölünemez. Her biri bir bütün hâlinde muameleye tabi tutulur.”
MADDE 7 – 3213 sayılı Kanunun 6 ncı maddesinin birinci fıkrasında yer alan “madencilik yapabileceği statüsünde yazılı” ibaresi madde metninden çıkarılmış ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Buluculuk ve görünür rezerv geliştirme hakları, maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir. 24 üncü maddenin üçüncü fıkrası hükümleri kapsamında ruhsat hukukunun sona ermesi hali hariç ruhsatın devri, intikali, terki ve ruhsatın iptali, sicile şerh edilmiş buluculuk ve görünür rezerv geliştirme haklarını ortadan kaldırmaz. Genel Müdürlük, buluculuk ve görünür rezerv geliştirme haklarının tarafı değildir.”
MADDE 8 – 3213 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, dokuzuncu fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “il özel idareleri” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı” ibaresi eklenmiş, aynı cümleden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş ve fıkranın ikinci cümlesinde yer alan “harcı” ibaresinden sonra gelmek üzere “büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, büyükşehir belediyesi olmayan illerde” ibaresi eklenmiş, onikinci fıkrasının dördüncü cümlesinde yer alan “İşletme ruhsatları” ibaresinden sonra gelmek üzere “, tapu kayıtları ile” ibaresi eklenmiş ve fıkranın altıncı cümlesinde yer alan “il özel idaresine” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığına” ibaresi eklenmiş, onbeşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, onaltıncı, onsekizinci ve ondokuzuncu fıkralarında yer alan “Kurul” ibareleri “Bakanlık” şeklinde değiştirilmiş, ondokuzuncu fıkrasının ikinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş, yirminci fıkrası ile yirmibirinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Bu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen alanlara yapılan ruhsat müracaatlarının hak sağlaması hâlinde, iki ay içinde ruhsat bedeli yatırılması ve 16 ncı maddeye göre müracaatta bulunulması şartıyla ruhsat düzenlenir. Ruhsat sahasındaki bu alanlara ilişkin ilgili kurumlardan izin alınması için ruhsat sahibine bir yıl süre verilir. Bu süre içinde bu alanların izin alınamayan kısımları ruhsat sahasından taksir edilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır.”
“Maden ruhsat sahalarında, maden üretim faaliyetleri ile bu faaliyetlere dayalı ruhsat sahasındaki geçici tesisler dışındaki faaliyetler ve/veya tesisler için Bakanlığın izni olmaksızın hiçbir surette işyeri açma ve çalışma ruhsatı düzenlenemez.”
“Madencilik faaliyetleri ile Devlet ve il yolları, otoyollar, demir yolları, havaalanı, liman, baraj, enerji tesisleri, petrol, doğalgaz, jeotermal boru hatları, su isale hatları gibi kamu yararı niteliği taşıyan ya da gerçek veya tüzel kişilere ait diğer yatırımların birbirlerini engellemesi, maden işletme faaliyetinin yapılamaz hale gelmesi, yatırım için başka alternatif alanların bulunamaması durumunda, madencilik faaliyeti ve yatırımla ilgili karar, kamu yararı açısından yatırımların önceliği ve önemini tespit etmek üzere, ilgili Bakanlığın uygun görüşü alınarak Bakanlık tarafından verilir. Bakanlık tarafından alınan bu kararlar, kamu yararı kararı yerine geçer. Maden işletme faaliyetinin yapılamaz hale geldiği alanın ruhsattan taksir edilmesine veya ruhsatın iptal edilmesine Bakanlık tarafından karar verilir.”
“Yatırım çakışması işlemleri nedeniyle Bakanlıkça veya Genel Müdürlükçe herhangi bir sebeple ödenmek zorunda kalınan tutar, lehine karar verilen tarafa rücu edilir.”
“Madencilik faaliyetleri ve/veya bu faaliyetlere bağlı geçici tesisler için verilmiş izinler, temditler dahil ruhsat hukuku devam ettiği sürece geçerlidir. Ruhsatın temdit edilmesi hâlinde madencilik faaliyetleri ve/veya bu faaliyetlere bağlı geçici tesisler için verilmiş bütün izinler temdit süresi sonuna kadar hiçbir işleme gerek kalmaksızın uzatılmış sayılır.
Çevresel etki değerlendirmesi ile ilgili karar, işyeri açma ve çalışma ruhsatı, mülkiyet izni olmadan veya onüçüncü fıkraya aykırı faaliyette bulunulduğunun tespiti hâlinde 46.579 TL tutarında idari para cezası uygulanarak bu alandaki işletme faaliyetleri durdurulur. Bu ihlalleri tespit eden kamu kurum ve kuruluşu diğer ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına durumu bildirir. Bu ihlallerin ilk tespit tarihinden itibaren, ilk tespit dâhil üç yıl içinde üç kez yapıldığının tespiti hâlinde ise ruhsat iptal edilir.”
“Ruhsat sahalarında ruhsat sahipleri, madencilik faaliyetleri ve madenlerin işlenmesine yönelik faaliyetler dışında hiçbir faaliyette bulunamaz ve geçici tesisler dışında herhangi bir tesis veya alt yapı tesisi kuramaz. Ruhsat sahalarında ruhsat sahibi veya diğer gerçek veya tüzel kişiler ile kamu kurum ve kuruluşları ancak Bakanlık tarafından uygun görülmesi hâlinde ticari veya sınai faaliyette bulunabilir.
Maden ruhsat sahalarında rezerv kaybına sebebiyet verilmemesi için, arazinin vasfına bakılmaksızın ruhsat sahaları hafriyat toprağı, cüruf, inşaat yıkıntı atığı ve benzeri atıklar için döküm alanı olarak kullanılamaz, maden ruhsat sahalarına kamu kurum ve kuruluşları tarafından döküm izni verilemez. Ancak maden ruhsat sahalarında rezervin bittiğinin Genel Müdürlükçe tespiti hâlinde Genel Müdürlükçe kamu kurum ve kuruluşlarına izin verilir. Rezervin bittiğinin tespit edilememesi veya rezervin varlığının tespiti hâlinde ise Genel Müdürlüğe kamu kurum ve kuruluşları tarafından yapılan döküm izni talepleri onbeşinci fıkra kapsamında yatırım çakışması olarak değerlendirilir ve ilgili hükümlere göre sonuçlandırılır. İhalelik sahalar için de arazinin vasfına bakılmaksızın, Genel Müdürlüğün uygun görüşü alınması zorunludur. Bu fıkra hükümlerine aykırı hareket edenlere 10 uncu maddenin yedinci fıkrasında belirtilen idari para cezasının on katı tutarında idari para cezası uygulanarak bu faaliyetler durdurulur, yapılan dökümün ruhsat sahasından veya ihalelik sahadan kaldırılması için altı ay süre verilir, bu süre içerisinde kaldırılmaması hâlinde bu fıkra kapsamındaki idari para cezası iki katı olarak uygulanır. Bu işlemler valilik veya ilgili idare tarafından yerine getirilerek, yapılan masraflar 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre tahsil edilir.”
MADDE 9 – 3213 sayılı Kanunun 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasına “% 50’si” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve IV. Grup (c) bendi madenlerden altın, gümüş ve platin için ise Devlet hakkının % 40’ı” ibaresi eklenmiş ve dördüncü fıkrasında yer alan “dördüncü” ibaresi “beşinci” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 10 – 3213 sayılı Kanunun 10 uncu maddesinin birinci fıkrasında yer alan “yazılı” ibaresi madde metninden çıkarılmış, dördüncü fıkrasına “uygulanır” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve beyanlardaki hata ve noksanlıklar düzeltilinceye kadar maden üretim faaliyetleri durdurulur” ibaresi eklenmiş, beşinci, altıncı ve sekizinci fıkraları aşağıdaki şekilde, yedinci fıkrasında yer alan “engelleyen ve” ibaresi “engelleyen ve/veya” şeklinde ve aynı fıkranın üçüncü cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, dokuzuncu fıkrasında yer alan “şekilde” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve/veya haksız yere” ibaresi eklenmiş, onbirinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Gerçek dışı veya yanıltıcı beyanda bulunmak suretiyle bu Kanun hükümlerinin uygulanmasını engelleyen ve/veya haksız surette hak iktisabına sebep olan teknik elemana ve daimi nezaretçiye 1.000 TL idari para cezası uygulanır. Gerçek dışı veya yanıltıcı beyanların üç yıl içinde tekrarı hâlinde teknik elemana ve daimi nezaretçiye 5.000 TL idari para cezası uygulanarak bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır. Fiilin her tekrarında hak mahrumiyeti uygulamasına devam edilir. Uygulanan uyarı ve hak mahrumiyeti, teknik elemanın bağlı bulunduğu mesleki teşekküle bildirilir.
Daimi nezaretçi, atandığı ruhsat sahasındaki faaliyetleri düzenli bir şekilde denetleyerek tespit ve önerilerini daimi nezaretçi defterine haftada en az bir kez kaydetmek zorundadır. Bu süre içerisinde işletmede yeni bir durumun ve/veya işletme güvenliği açısından riskli bir durumun ortaya çıkması hâlinde bu hususu aynı gün deftere kaydetmesi zorunludur. Aksi takdirde daimi nezaretçiye 1.000 TL idari para cezası uygulanır. İkinci kez bu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumunda daimi nezaretçiye 5.000 TL idari para cezası uygulanarak bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır. Daimi nezaretçi defterini, daimi nezaretçi ile ruhsat sahibi veya vekili imzalar. Defterin ibraz edilmemesi, ruhsat sahibi ya da vekili tarafından imzalanmaması veya düzenli tutulmaması hâlinde, ruhsat sahibine 31.054 TL idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin ruhsat sahibi veya vekili tarafından aynı yıl içerisinde tekrarı hâlinde idari para cezası iki kat olarak uygulanır.”
“Bu Kanuna göre;
a) Ruhsatın ait olduğu grup dışında veya birden fazla bendi bulunan grupta kendi bendi dışında veya üretim hakkı olmayan madenin üretilmesi ve/veya sevk edilmesi,
b) Arama ruhsat döneminde arama faaliyetleri yapılırken zorunlu olarak maden çıkarılması veya numune alınması dışında izinsiz üretim ve/veya satış yapılması,
c) Ruhsat sahibinin kamulaştırılan alanı kamulaştırma amacı dışında kullanması ve/veya ruhsat alanını madencilik faaliyetleri dışında kullanması ve/veya kullandırması,
ç) Galeri atımı yöntemi ile patlatma yapılması,
d) Genel Müdürlükçe faaliyeti durdurulan sahalarda üretim faaliyetinde bulunulması, sahanın güvenli hale getirilmesi ile ilgili faaliyetler sonucunda üretilen madenin ve/veya faaliyetler durdurulmadan önce üretilmiş stoktaki madenin Genel Müdürlükten izin alınmadan sevk edilmesi,
e) Ruhsat sahasında yapılan üretim veya satışların beyan edilmemesi,
f) Yapılmayan üretimin Genel Müdürlüğe yapılmış olarak beyan edilmesi,
g) Arama faaliyet raporlarında yapıldığı beyan edilen asgari faaliyetlerin yapılmaması veya eksik yapılması,
ğ) Patlatma izni olmaksızın patlayıcı madde kullanılarak üretim yapılması,
h) İşletme ruhsatlarında işletme izni olmadan ve/veya işletme izin alanı dışında maden üretilmesi veya sevk edilmesi,
ı) 7 nci madde kapsamındaki gerekli izinler alınmadan ve/veya gerekli izinlerin alınmadığı alanda maden üretilmesi veya sevk edilmesi,
haksız yere hak iktisabı sayılır. Haksız yere hak iktisabına imkan veren bu hususlarla ilgili yapılmış beyanlar da gerçek dışı ve yanıltıcı beyanlar olarak kabul edilir.”
“İlk tespit tarihinden itibaren üç yıl içinde madde hükümlerinin üç kez ihlâl edildiğinin tespiti hâlinde ruhsat iptal edilir.”
“Bu Kanun kapsamında tanımlanan işlemleri yapmak üzere kurulan yetkilendirilmiş tüzel kişiler Genel Müdürlükten yetki belgesi almakla yükümlüdür. Yetkilendirilmiş tüzel kişilere yetki belgesinin verilmesi, denetimi, uyarılması, yetki belgelerinin askıya alınması ve belgenin iptal edilmesi ile ilgili usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.”
“Yetkilendirilmiş tüzel kişilere Genel Müdürlüğe vermiş oldukları her türlü bilgi, belge ve beyanın gerçek dışı veya yanıltıcı olması hâlinde 31.054 TL idari para cezası uygulanır. Bu fıkradaki ihlalin üç yıl içinde tekrarı hâlinde idari para cezası iki katı olarak uygulanır ve bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır.”
MADDE 11 – 3213 sayılı Kanunun 11 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde, “Devlet kuruluşlarından da” ibaresi “Devlet kuruluşlarından ve üniversitelerden de” şeklinde ve üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Ruhsat sahibi veya vekilinin mahallinde yapılan tetkik ve incelemelere katılmaması veya ruhsat sahibince ya da vekilince herhangi bir nedenle tetkik ve incelemelerin engellenmesi hâlinde 31.054 TL, bu fiillerden herhangi birinin tekrarı hâlinde ise iki katı tutarında idari para cezası uygulanır, mahallinde tetkik ve inceleme gerçekleştirilinceye kadar üretim faaliyetleri durdurulur.”
MADDE 12 – 3213 sayılı Kanunun 12 nci maddesinin üçüncü, dördüncü, beşinci, altıncı ve yedinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Sevk fişi olmaksızın maden sevk edildiğinin mülki idare amirlikleri, il özel idareleri, yatırım izleme ve koordinasyon başkanlıkları veya ilgili kamu kurum ve kuruluşu tarafından tespit edilmesi hâlinde, ilgili mülki idare amiri tarafından sevk edilen madene el konulur ve ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten sevk fişi olmaksızın sevk edilen miktar için söz konusu madenin ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde sevk fişi olmaksızın sevk edilen miktar için sevk edilen madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Denetim ve inceleme sonucunda, yaptığı üretim ve sevkiyatı sevk fişi ile kayıt altına almadığı veya bildirmediği tespit edilen ruhsat sahiplerine, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bildirilmeyen miktar için hesaplanacak Devlet hakkının beş katı tutarında idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde bildirilmeyen miktar için madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Ruhsatı olmadan veya başkasına ait ruhsat alanı içerisinde üretim yapıldığının tespiti hâlinde faaliyetler durdurularak üretilen madene mülki idare tarafından el konulur. Bu fiili işleyenlere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. Üretim hakkı olmayan madenin üretiminin yapıldığının tespiti hâlinde faaliyetler durdurularak üretilen madene mülki idare amirliklerince el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin, ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Hammadde üretim izni olmadan ve/veya Genel Müdürlüğe bildirilen yüklenici dışında gerçek veya tüzel kişiler tarafından üretim yapıldığının tespit edilmesi durumunda faaliyetler durdurularak üretilen hammaddeye mülki idare tarafından el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan hammaddenin kamuya ait projelerde kullanıldığının tespit edilen kısmına ocak başı satış bedeli tutarında, hammaddenin kamu kurum ve kuruluşlarınca yapılan projeler dışında kullanılan, ticarete konu edilen ve/veya satışının yapıldığı tespit edilen kısmına ise ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. Herhangi bir işleme tabi tutulmadan kullanılan hammaddeler için ocak başı satış bedeli, tüvenan hammaddenin ocak başı fiyatına göre, herhangi bir işleme tabi tutularak kullanılan hammaddeler için ise ocak başı satış bedeli işlem görmüş hammaddenin ocak başı fiyatına göre hesaplanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır ve hammadde üretim izni iptal edilir.
Ruhsatlı, ancak işletme izni olmadan aynı grupta üretim yapıldığının tespiti hâlinde, faaliyetler durdurularak üretilen madene el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin, ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.”
“Genel Müdürlük veya ilgili kamu kurum ve kuruluşları tarafından uygulanacak idari para cezasının hesaplanmasında esas alınacak ocak başı satış fiyatı, bir önceki yıl geçerli olan ocak başı satış fiyatının, ilgili yıla ilişkin olarak 4/1/1961 tarihli ve 213 sayılı Vergi Usul Kanunu uyarınca belirlenen yeniden değerleme oranında artırılması sureti ile hesaplanır.”
MADDE 13 – 3213 sayılı Kanunun 13 üncü maddesinin birinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları ile ikinci fıkrasının ikinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiş ve maddeye bağlı ekli (1) ve (2) sayılı tablolar ekte yer alan şekilde değiştirilmiştir.
“Ruhsat bedellerinin tamamının her yıl ocak ayının sonuna kadar yatırılması zorunludur. I. Grup (a) bendi maden ruhsatları hariç diğer grup madenlerin ruhsat bedelleri Genel Müdürlüğün belirlediği bankada açılacak hesaba yatırılır. Yatırılan işletme ruhsat bedelinin %50’si genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere ilgili muhasebe birimince Hazine hesabına on beş işgünü içinde aktarılır. I. Grup (a) bendi madenlerin ruhsat bedelleri ise, büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı hesabına, diğer illerde ise il özel idaresi hesabına yatırılır. Ruhsat bedelinin her yıl ocak ayının sonuna kadar tamamının yatırılmaması hâlinde yatırılmayan kısmının iki katı ruhsat bedeli olarak her yıl haziran ayının son gününe kadar yatırılması zorunludur, aksi halde ruhsat iptal edilir. Ruhsat bedellerinin yatırılması ile ilgili ruhsat sahibine ayrıca herhangi bir tebligat ve bildirim yapılmaz. İptal edilen ruhsatlar için ocak ayının sonuna kadar ödenmesi gereken ruhsat bedelinin ödenmeyen kısmı 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre takip ve tahsil edilmek üzere ilgili tahsil dairesine bildirilir. Kaynak tuzlaları, lületaşı ve oltutaşı için düzenlenen ruhsatlardan ruhsat bedeli alınmaz. Faaliyet sonrası sahanın çevre ile uyumlu hâle getirilerek 7 nci madde kapsamındaki mülkiyet izni sahiplerinden sahanın kabul edilerek teslim alındığına dair belgelerin Genel Müdürlüğe ibraz edilmesi şartı ile 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun ve bu Kanun kapsamında ruhsata ilişkin geçmiş borcunun bulunmaması hâlinde çevre ile uyum bedeli iade edilir.”
“Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları tebliğinden itibaren bir ay içinde Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına ödenir. İdari para cezalarına karşı otuz gün içinde idare mahkemelerinde dava açılabilir. Verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması takip ve tahsilatı durdurmaz. Genel Müdürlük genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere ilgili bedeli en geç on beş iş günü içerisinde Hazine hesabına aktarır. Tahakkuk eden ve ödenmeyen Devlet hakları 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre takip ve tahsil edilmek üzere ilgili tahsil dairesine bildirilir. İlgili tahsil dairesi idari para cezası tamamen tahsil edildikten itibaren en geç bir ay içerisinde durumu Genel Müdürlüğe bildirir.
I. Grup (a) bendi maden ruhsatları hariç diğer grup madenlerde ruhsat birleştirme, izin alanı değişikliği, ihale, küçük alanların ihalesi, rödövans ve devir talepleri, 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası gereğince yapılan talepler, işletme ruhsatı ve süre uzatımı taleplerinde işletme ruhsat taban bedelinin Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılması ve 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcun bulunmaması hâlinde müracaat edilir. I. Grup (a) bendi madenlerde ise işletme ruhsat taban bedelinin büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde ise il özel idaresi hesabına gelir kaydedilmek üzere yatırıldığına dair belge ve 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcun bulunmaması hâlinde müracaat edilir. Aksi takdirde bu fıkra kapsamındaki müracaatlar ruhsat taban bedelleri iade edilmeksizin reddedilir.”
“Ruhsat bedeli; arama ruhsatlarında, ekli (1) sayılı tabloda; işletme ruhsatlarında ise ekli (2) sayılı tabloda belirtilen şekilde hesaplanır.”
“Ruhsat sahiplerinin ruhsat yürürlük yazısı, ruhsat devri, rödövans sözleşmesi, izin alanı değişikliği, ruhsat birleştirme, ruhsat alanı küçültme, terk, mera tahsis değişikliği, geçici tatil, işletme izni, pasa değerlendirme, pasa döküm alanı, 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası gereğince yapılan zaruri üretim izni, kamu yararı kararı, kamulaştırma kararı ve patlayıcı madde talepleri; aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin bulunması, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında borcunun bulunmaması, ruhsat harcı, ruhsat bedeli, çevre ile uyum teminatı ve Devlet hakkı borcu olmaması, işletme izni olan işletme ruhsatlarında daimi nezaretçi atamasının yapılmış olması, yetkilendirilmiş tüzel kişi sözleşmesinin bulunması ve mevzuatın ilgili hükümleri kapsamında ibraz edilmesi gereken belgelerin tamamının eksiksiz bir şekilde ibraz edilmesi şartıyla değerlendirmeye alınır, aksi takdirde talep reddedilir. Ruhsat devir taleplerinde tahakkuk etmiş/edecek, diğer taleplerde ise tahakkuk etmiş ve son ödeme tarihi geçmiş Devlet hakkı borcu olmaması aranır.”
MADDE 14 – 3213 sayılı Kanunun 14 üncü maddesinin başlığı “Devlet hakkı” şeklinde, ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde, dördüncü fıkrasının (ç) bendinde yer alan “%4” ibaresi “%4,5” şeklinde, (e) bendinde yer alan “%2” ibaresi “%3” şeklinde ve beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, altıncı fıkrasında yer alan “ve kendi entegre tesisinde” ibaresi “entegre tesislerde” şeklinde ve “%50’si” ibaresi “%75’i” şeklinde değiştirilmiş, sekizinci fıkrasının birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş ve mevcut ikinci cümlesinde yer alan “Ayrıca, diğer madenlerden bu” ibaresi “Bu” şeklinde, dokuzuncu, onuncu, onbirinci ve onüçüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve ondördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlık” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde değiştirilmiş, fıkranın birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümleler eklenmiş ve mevcut üçüncü cümlesinde yer alan “esaslar” ibaresinden sonra gelmek üzere “Hazine ve” ibaresi eklenmiş, onbeşinci fıkrasına “indirim” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve artırım” ibaresi eklenmiş ve onaltıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, onyedinci fıkrasında yer alan “Bakanlıkça” ibaresi “Genel Müdürlükçe” şeklinde, onsekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiş ve maddeye bağlı ekli (3) sayılı tablo ekte yer alan şekilde değiştirilmiştir.
“Üretilen madenin hammadde olarak kullanılması veya satılması hâlinde, aynı pazar ortamında madenin işletmelerdeki tüvenan olarak ocak başı satışında uygulanan fiyat, ocak başı satış fiyatıdır. Madenlerden alınan Devlet hakkına esas olan emsal ocak başı satış fiyatı, bölgeler de dikkate alınarak her madene ait ayrı ayrı ve uygulandığı yıl için belirlenerek Genel Müdürlükçe ilan edilir. Ruhsat sahipleri tarafından Devlet haklarının beyanında kullanılan ocak başı satış fiyatı, Genel Müdürlükçe ilan edilen ocak başı satış fiyatından daha düşük olamaz. Bu fıkranın uygulanmasına ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.”
“Ruhsat sahibi tarafından beyan edilen ocak başı satış fiyatı Genel Müdürlük tarafından denetlenir ve eksik beyanlar tamamlattırılır. İşletme izni olan maden ruhsatlarından her yıl en az ruhsat bedeli kadar Devlet hakkı alınır. Ancak, kaynak tuzlaları, lületaşı ve oltutaşı için düzenlenen ruhsatlardan alınacak Devlet hakkında bu şart aranmaz.”
“Altın, gümüş ve platin dışındaki diğer madenler ise bu madde kapsamında belirtilen özel indirimlerin sadece birinden istifade edebilirler.”
“Bu yerlerin Devlet ormanlarına rastlaması ve Tarım ve Orman Bakanlığınca verilen iznin beş hektarı geçmemesi hâlinde, bu alandan ağaçlandırma bedeli dışında başkaca bir bedel alınmaz. Sahanın rehabilite edilerek teslim edilmesinden sonra, talep edilmesi hâlinde teslim edilen saha kadar aynı şartlarda izin verilir.
Bir ruhsat sahasında defaten verilen iznin beş hektarı geçmesi hâlinde, beş hektarı aşan kısım için orman mevzuatı hükümlerine göre fon bedelleri hariç diğer bedeller alınır.
Ruhsatın temdit edilmesi durumunda, aynı ruhsat sahası içerisinde Tarım ve Orman Bakanlığınca izin verilen sahanın beş hektarı geçmemesi hâlinde ağaçlandırma bedeli, beş hektarı geçmesi hâlinde beş hektarı aşan kısım için fon bedelleri hariç orman mevzuatı hükümlerine göre bedel alınır.”
“Ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılan Devlet hakkı tutarının;
a) Büyükşehir belediyesi olan illerde, tamamı genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere anılan muhasebe birimince Hazine hesabına on beş işgünü içinde aktarılır. Bu tutarın %50’sini, yarısı kırsalda kullanılmak kaydıyla, yatırım izleme ve koordinasyon başkanlıklarına aktarılmak üzere İçişleri Bakanlığı bütçesine ödenek eklemeye İçişleri Bakanı yetkilidir.
b) Büyükşehir belediyesi olmayan illerde ise %25’i il özel idaresi hesabına, %25’i ruhsatın bulunduğu bölgeyle sınırlı olarak altyapı yatırımlarında kullanılmak üzere, doğrudan ilgili ilçeye veya ilçelerin köylere hizmet götürme birlikleri hesabına, %50’si de genel bütçeye kaydedilmek üzere Hazine hesabına anılan muhasebe birimince on beş işgünü içinde aktarılır.”
“Kamu kurum ve kuruluşlarına ait olmayıp, bu maddenin altıncı veya yedinci fıkrası kapsamında belirtilen özel indirimlerden veya 9 uncu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen teşviklerden yararlanan ruhsatlar ile ruhsat sahiplerinin kendi çimento üretim tesisinin hammadde ihtiyacını tedarik ettiği ruhsatların, altın, gümüş ve/veya platin işletme izni olan ruhsatların ve ilgili mali mevzuat kapsamında yeminli mali müşavir tasdikine tabi olan ruhsat sahiplerinin ruhsatlarının Devlet hakkı beyan formunun yeminli mali müşavirlerin tasdiki ve ruhsat sahibinin imzası ile verilmesi zorunludur. Bu zorunluluğa uymayan Devlet hakkı beyanları verilmemiş sayılır.”
“Devlet hakkının tamamı, her yıl haziran ayının son gününe kadar ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılır.”
“Bu Kanun kapsamında ruhsat sahipleri için öngörülen idari para cezaları hammadde üretim izin belgesi ile çalışılan sahalarda faaliyeti yürüttüğü tespit edilen gerçek ya da tüzel kişiler için veya faaliyette bulunanın tespit edilememesi hâlinde ise hammadde üretim izin belgesi sahipleri için geçerlidir.”
“Hammadde üretim izni talep edilen alanın 20 kilometre yakınında Genel Müdürlükçe tespit edilen pasa, artık ve atık olması hâlinde bunlar projede kullanılır. Söz konusu pasa, artık ve atığın projede kullanılması için fiziksel ve kimyasal özelliklerinin uygun olmadığının uzman kuruluş raporu ile belgelendirilmesi hâlinde hammadde üretim izni talep edilebilir.”
MADDE 15 – 3213 sayılı Kanunun 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, üçüncü fıkrasına aşağıdaki cümle ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Ruhsat sahibi, arama ve/veya işletme ruhsatı süresince Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre hazırlanan teknik raporlar ile kaynak veya rezerv olarak bildirdiği madenlerin bulucusu sayılır. Bu hakkı talep eden ruhsat sahibine buluculuk belgesi verilir.”
“Buluculuk hakkı hesabında kullanılacak ocak başı satış fiyatı, Genel Müdürlük tarafından her yıl belirlenerek ilan edilen ve Devlet hakkı ödemelerinde esas alınan ocak başı satış fiyatından daha düşük olamaz.”
“Üçüncü kişiler, ihalelik sahalara ilişkin Genel Müdürlük ile veya ruhsat sahibi ile yaptıkları sözleşmeler kapsamında ruhsat sahasındaki görünür rezervi tespit etmeye ve/veya geliştirmeye yönelik yaptıkları faaliyetler sonucunda, tespit ettikleri ve/veya geliştirdikleri görünür rezervde pay sahibi olabilirler. Görünür rezervi geliştirme hakkına yönelik yapılan sözleşmeler Genel Müdürlüğe başvurulması hâlinde maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir.”
MADDE 16 – 3213 sayılı Kanunun 16 ncı maddesinin birinci fıkrasında yer alan “III. Grup ve” ibaresi “III. Grup,” şeklinde, “sertifikası” ibaresi “ruhsatı” şeklinde değiştirilmiş ve “arama ruhsatı” ibaresi madde metninden çıkarılmış, dördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlıkça” ibaresi “Genel Müdürlükçe” şeklinde, beşinci fıkrasında yer alan “sertifikası” ibaresi “ruhsatı” şeklinde, altıncı fıkrasının birinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve fıkraya birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümleler eklenmiştir.
“Ruhsatlar, sahibinin ruhsat bedellerini ödeyerek müracaatta bulunması ve birleştirmeye konu tüm ruhsatlarının işletme izinli olması şartıyla, düzenlenme tarihi daha eski olan ruhsatta birleştirilebilir.”
“Diğer ruhsatlar hangi aşamada olursa olsun birleştirilemez. Ancak kamu kurum ve kuruluşlarının ruhsatları hangi aşamada olursa olsun birleştirilebilir.”
MADDE 17 – 3213 sayılı Kanunun 24 üncü maddesinin birinci ve ikinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, altıncı fıkrasında yer alan “sertifikası” ibareleri “ruhsatı” şeklinde, üçüncü, dördüncü, yedinci, dokuzuncu, onuncu ve ondördüncü fıkraları aşağıdaki şekilde ve onikinci fıkrasında yer alan “50.000” ibareleri “77.632” şeklinde değiştirilmiştir.
“İşletme ruhsatı taleplerinde, I. Grup (b) bendi ve II. Grup (a) ve (c) bendi madenler için ihale bedelinin yatırılmasından itibaren iki ay içinde, diğer maden grupları için arama ruhsat süresi sonuna kadar, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun bulunmaması şartıyla Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere işletme ruhsat taban bedeli ve işletme ruhsat bedeli yatırılarak, yetkilendirilmiş tüzel kişilerce maden mühendisinin sorumluluğunda hazırlanmış işletme projesi ve bu projenin uygulanabilmesi için gerekli olan mali yeterliliğine ilişkin belgelerin ve aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğe verilmesi zorunludur. Aksi hâlde talep reddedilir ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Projedeki teknik eksiklikler iki ay içerisinde Genel Müdürlük tarafından ruhsat sahibine bildirilir, eksiklikler yapılan bildirimden itibaren üç ay içinde tamamlanır. Eksikliklerini verilen sürede tamamlamayanlara 31.054 TL idari para cezası uygulanarak süre üç ay daha uzatılır. Bu süre sonunda projedeki teknik eksiklikleri tamamlamayanların talepleri kabul edilmez ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Talebin kabul edilmemesi hâlinde yatırılan işletme ruhsatı taban bedeli iade edilmez, işletme ruhsat bedeli ise iade edilir. Taleplerin uygun görülmesi hâlinde bir ay içinde işletme ruhsatı düzenlenir.
Ruhsatların süre uzatım taleplerinde; ruhsat süresinin bitiş tarihinden en geç altı ay öncesine kadar, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun bulunmaması şartıyla Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere işletme ruhsat taban bedeli yatırılarak, yetkilendirilmiş tüzel kişilerce maden mühendisinin sorumluluğunda hazırlanmış işletme projesi ve aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğe verilmesi zorunludur. Aksi hâlde talep reddedilir ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Genel Müdürlükçe proje üzerinde veya mahallinde yapılan/yapılmış inceleme sonucunda tespit edilen, projedeki teknik eksiklikler ve süre uzatımı talebinde bulunulan ruhsata ilişkin vadesi geçmiş ruhsat harcı, ruhsat bedeli, çevre ile uyum teminatı ve Devlet hakkı gibi mali eksiklikler Genel Müdürlük tarafından ruhsat sahibine iki ay içerisinde bildirilir, eksiklikler yapılan bildirimden itibaren üç ay içinde tamamlanır. Eksikliklerini verilen sürede tamamlamayanlara 31.054 TL idari para cezası uygulanır. Ruhsat süresinin sonuna kadar eksikliklerin tamamlanmaması durumunda ruhsat süresi uzatılmaz ve bu alanlar başka bir işleme gerek kalmaksızın ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Talebin kabul edilmemesi hâlinde yatırılan işletme ruhsatı taban bedeli iade edilmez. Süre uzatım talebinin uygun görülmesi hâlinde ise en geç ruhsat süre sonundan itibaren bir ay içinde işletme ruhsatının süresi, işletme ruhsatının süresinin bitim tarihinden itibaren uzatılır. Ruhsat süresi dolan ruhsat sahalarında maden işletme faaliyetleri yapılamaz.”
“I. Grup (a) bendi madenlerin işletme ruhsat süresi beş yıldır. Diğer grup madenlerin işletme ruhsat süresi on yıldan az olmamak üzere projesine göre belirlenir. I. Grup (a) bendi ve diğer gruplardaki maden işletme ruhsatlarının süresi, sürenin bitiminden altı ay önce süre uzatma talebinin olması ve uygun bulunması hâlinde uzatılabilir. I. Grup (a) bendi maden işletme ruhsat süresini uzatma taleplerinde, işletme ruhsat bedelinin beş katından fazla olmamak üzere büyükşehir belediyesi olan illerde valilik, diğer illerde ise il özel idaresi tarafından belirlenen uzatma bedeli alınır. Süre uzatımları dahil toplam işletme ruhsat süresi I. Grup madenlerde otuz yılı, II. Grup madenlerde kırk yılı, diğer grup madenlerde ise elli yılı geçmeyecek şekilde projesine göre Genel Müdürlük tarafından belirlenir. I. Grup madenlerde otuz yıldan altmış yıla kadar, II. Grup madenlerde kırk yıldan seksen yıla kadar sürenin uzatılmasına Bakan, diğer grup madenlerde ise elli yıldan doksandokuz yıla kadar sürenin uzatılmasına Cumhurbaşkanı yetkilidir. Ruhsat süreleri, süre uzatımları dahil bu süreleri aşamaz ve süresinin sonuna gelen ruhsat alanları başka bir işleme gerek kalmaksızın ruhsat sahasındaki buluculuk ve görünür rezerv geliştirme hakkı düşürülerek ihalelik saha konumuna gelir. Kamu kurum ve kuruluşlarına ait ruhsatlarda süre sınırları uygulanmaz. Kamu kurum ve kuruluşları tarafından ihale edilen ruhsat sahalarında ruhsat süre başlangıcı hak sahibi adına ruhsatın düzenlendiği tarihtir.
Arama ruhsatlı sahalara, geçici tesis alanı ile arama süresince belirlenen görünür ve/veya muhtemel rezerv alanı üzerine, arama ruhsatının diğer kısımları taksir edilerek, işletme ruhsatı verilir. Ancak maden işletme faaliyetlerinin yapılması mümkün olmayan küçük alanlar içerecek şekilde işletme ruhsatı düzenlenemez. Maden işletme faaliyetleri yapılamayacak nitelikte küçük alanlar içerir şekilde yapılan işletme ruhsat taleplerinde bu alanlar Genel Müdürlükçe ruhsattan taksir edilir. Taksir edilen küçük alan, taksir edildiği ruhsatın mücaviri sayılmaz. İşletme ruhsatlarında, geçici tesis alanı ve görünür rezerv alanına işletme izni verilir. Muhtemel rezerv alanlarının IV. Grup maden işletme ruhsat sahalarında on yıl, diğer grup maden işletme ruhsat sahalarında beş yıl içinde Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmeyen alanlar da taksir edilir. İşletme ruhsatlarında muhtemel rezerv alanlarının Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv alanı haline getirilmesine yönelik yapılacak faaliyetlerde 17 nci maddenin dokuzuncu fıkrası hükmü uygulanır. İşletme ruhsatlarında, işletme izin alanı dışında kalan alanlarda görünür rezervin tespitine yönelik yapılacak arama faaliyetlerinde alınması gerekli izinler arama ruhsatları ile aynı hükümlere tabidir.”
“V. Grup madenlerde işletme ruhsatı süresi beş yıl olup bu süre uzatılabilir.”
“Görünür rezervi belirlenen alanlar üzerine maden işletmeciliğine engel olacak şekilde başka grup işletme ruhsatı verilemez. Ayrı ayrı üretilmesi imkanı olmayan farklı gruptaki madenler için üst üste işletme ruhsatı verilemez. Ancak farklı gruptaki ruhsat taleplerinin aynı kişiye ait olması veya talep sahiplerinin aralarında mutabakat sağladıklarını belgelemeleri hâlinde bu şart aranmaz. IV. Grup maden ruhsat sahaları üzerine V. Grup maden ruhsatı verilemez. V. Grup maden ruhsat sahalarının üzerine ise IV. Grup maden ruhsatı verilebilir. Ancak bu durumda IV. Grup maden ruhsat sahalarında yapılan madencilik faaliyetlerinde elde edilen V. Grup madenlerin V. Grup maden ruhsat sahibine IV. Grup maden ruhsat sahibi tarafından herhangi bir bedel talep edilmeksizin teslim edilmesi zorunludur. Aksi takdirde 10 uncu maddenin yedinci fıkrası ile 12 nci maddenin beşinci fıkrası kapsamında işlem tesis edilir. Ayrıca V. Grup maden ruhsatlarında, 16 ncı maddenin on birinci fıkrası kapsamında zaruri üretim ve/veya pasa değerlendirme izni verilmez.
Aynı alanda ayrı veya aynı gruplara ait ruhsat faaliyetlerinin çakışmasından dolayı, ruhsat sahipleri arasında uyuşmazlık çıkması veya kendi aralarında mutabakat sağlayamamaları hâlinde, Genel Müdürlük, projeler üzerinde ve/veya yerinde inceleme yapar. İnceleme sonucunda bu alanda ayrı ayrı çalışma imkânının tespiti hâlinde, çalışma esasları Genel Müdürlükçe belirlenir. Bu mümkün değilse öncelik hakkı esas alınarak faaliyete izin verilir.”
“Ereğli Kömür Havzasındaki taşkömürü ve 10/6/1983 tarihli ve 2840 sayılı Bor Tuzları, Trona ve Asfaltit Madenleri ile Nükleer Enerji Hammaddelerinin İşletilmesini, Linyit ve Demir Sahalarının Bazılarının İadesini Düzenleyen Kanunda sayılan bor tuzu, toryum ve uranyum madenleri ile bu ruhsatlarda birlikte işletilme zorunluluğu olan, kompleks halde bulunan madenler için bu maddede yazılı süreler uygulanmaz.”
MADDE 18 – 3213 sayılı Kanunun 30 uncu maddesinin yedinci fıkrasında yer alan “Bakanlık” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“İhalelik sahalar, ihale edilmeksizin ihtisaslaşmış Devlet kuruluşlarına Bakan onayı ile verilebilir.”
MADDE 19 – 3213 sayılı Kanunun 47 nci maddesine ikinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğünün 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun 5 inci maddesine göre maden ruhsat sahipleri ile yapmış olduğu arama ve araştırma tip sözleşmeleri maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir.”
MADDE 20 – 3213 sayılı Kanunun ek 1 inci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Türkiye Taşkömürü Kurumu ile Türkiye Kömür İşletmeleri, uhdelerinde bulunan maden ruhsatlarını işletmeye, işlettirmeye, bunları bölerek yeni ruhsat talep etmeye ve bu ruhsatları ihale etmeye yetkilidir. Bu fıkra kapsamında yapılacak ihale sonucunda Türkiye Taşkömürü Kurumu ile Türkiye Kömür İşletmeleri, ihaleyi kazananla yapacağı sözleşme hükümleri saklı kalmak kaydıyla ihale edilen sahayı devredebilir ve ihaleyi kazanan adına ruhsat düzenlenebilir. Ruhsat devrine esas olan sözleşme ilgili ruhsatın siciline şerh edilir. Genel Müdürlük bu sözleşmenin tarafı değildir. Ancak, Türkiye Taşkömürü Kurumunun halen kendisi tarafından doğrudan işletilen işletme izin alanlarında oluşturulacak ruhsatlar bu madde kapsamında ihale edilemez. Kamu kurum ve kuruluşları ruhsat sahalarındaki rödövansçılarının rödövansa konu olan kısmını ruhsat sahalarından bölerek rödövans sözleşmesinin hükümleri saklı kalmak kaydıyla rödövans sözleşmesi sona erene kadar rödövans sözleşmesini yaptığı kişiye devredebilir ve rödövansçı adına ruhsat düzenlenebilir. Ruhsat devrine esas olan rödövans sözleşmesi ilgili ruhsatın siciline şerh edilir. Genel Müdürlük bu sözleşmenin tarafı değildir. Bu fıkra kapsamında devredilmiş olan ruhsat sahalarında yapılacak madencilik faaliyetlerinden doğacak Maden Kanunu, İş Kanunu, iş sağlığı ve güvenliği ile ilgili idari, mali ve hukuki sorumluluklar ruhsatı devralana aittir.”
MADDE 21 – 3213 sayılı Kanunun ek 7 nci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlığın” ibaresi “Genel Müdürlüğün” şeklinde değiştirilmiş ve fıkraya aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Genel Müdürlük rödövans sözleşmelerinin tarafı değildir.”
MADDE 22 – 3213 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 38 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla ruhsat süresinin bitimine bir yıldan daha az süre kalan ruhsatlar için 24 üncü maddenin ikinci fıkrasında belirtilen altı aylık süre hükmü uygulanmaz.
24 üncü maddenin üçüncü fıkrasında belirtilen ruhsat sürelerini aşan şekilde temdit edilmiş ruhsatlar temdit süresi sonuna kadar geçerli olup bu ruhsatlar azami ruhsat sürelerini aşacak şekilde temdit edilemez. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihte ruhsat süresi bitmiş olup sonuçlanmamış temdit talepleri ise 24 üncü maddenin üçüncü fıkrasındaki azami ruhsat sürelerini aşacak şekilde ruhsat süresinin bitiş tarihinden itibaren beş yılı aşmayacak şekilde temdit edilebilir.
GEÇİCİ MADDE 39 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce V. Grup maden ruhsat sahaları için 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası kapsamında verilen zaruri üretim ve/veya pasa değerlendirme izinleri iptal edilir. IV. Grup madenlerin işletme izin alanlarıyla V. Grup madenlerin işletme izin alanlarının çakışması durumunda, V. Grup madenlerin işletme izin alanları taksir edilir.
GEÇİCİ MADDE 40 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatlarındaki mümkün ve muhtemel rezerv alanlarının, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren IV. Grup maden işletme ruhsat sahalarında on yıl, diğer grup maden işletme ruhsat sahalarında beş yıl içinde Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmeyen alanlar taksir edilir. Bu kapsamdaki işletme ruhsatlarında mümkün ve muhtemel rezerv alanlarının Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmesine yönelik yapılacak faaliyetlerde 17 nci maddenin dokuzuncu fıkrası hükmü uygulanır. Bu kapsamdaki işletme ruhsatlarında, işletme izin alanı dışında kalan alanlarda görünür rezervin tespitine yönelik yapılacak arama faaliyetlerinde alınması gerekli izinler arama ruhsatları ile aynı hükümlere tabidir.
GEÇİCİ MADDE 41 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatlarının maden işletme faaliyetleri yapılamayacak nitelikteki küçük alanları ruhsat sahibinin ve/veya bu alana mücavir ruhsat sahibinin talebi üzerine Genel Müdürlükçe taksir edilebilir. Bu kapsamda oluşan ihalelik sahalar taksir edildiği ruhsatın mücaviri sayılmaz.
GEÇİCİ MADDE 42 – 31/12/2019 tarihi dâhil bu tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatları için ödenmesi gereken 2020 yılı işletme ruhsat bedeli hesaplanırken, ruhsatın yürürlükte kaldığı takvim yılı sayısı (RS) bir (1) olarak alınır. 31/12/2019 tarihine kadar 6592 sayılı Kanunun 9 uncu maddesi ile değişik 13 üncü maddesi hükümleri uyarınca arama ve işletme ruhsat bedeli alınmaya devam olunur.”
MADDE 23 – 3213 sayılı Kanunun;
a) 29 uncu maddesinin sekizinci fıkrasında yer alan “Bakanlık bütçesinden” ibaresi “Genel Müdürlük bütçesinden” ve onüçüncü fıkrasında yer alan “0,5’i” ibaresi “1’i” şeklinde,
b) 32 nci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlık tarafından” ibaresi “Genel Müdürlük tarafından” şeklinde,
c) 35 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlık bütçesine” ibaresi “Genel Müdürlük bütçesine” şeklinde,
ç) 43 üncü maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “Bakanlıktan alacağı” ibaresi “Genel Müdürlükten alacağı” şeklinde, üçüncü fıkrasında yer alan “Bakanlığa” ibaresi “Genel Müdürlüğe” şeklinde,
d) 44 üncü maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “Bakanlıkça kendisine” ibaresi “Genel Müdürlükçe kendisine” şeklinde,
e) 46 ncı maddesinin birinci ve üçüncü fıkralarında yer alan “Bakanlığa müracaat” ibareleri “Genel Müdürlüğe müracaat” şeklinde, dokuzuncu fıkrasında yer alan “Bakanlıkça tespiti” ibaresi “Genel Müdürlükçe tespiti” şeklinde, onuncu fıkrasında yer alan “Bakanlığın müracaatı” ibaresi “Genel Müdürlüğün müracaatı” şeklinde,
f) Ek 15 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlıkça şerh edilmiş” ibaresi “Genel Müdürlükçe izin verilmiş” şeklinde,
değiştirilmiştir.
MADDE 24 – 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanununun 14 üncü maddesinin birinci fıkrasının (e) bendine “ölçü aletlerinin” ibaresinden sonra gelmek üzere “muayenelerinin veya” ibaresi ve fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“h) Ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapmak için Bakanlık tarafından yetkilendirilen servislerin, yetki kapsamındaki hizmetlerde ilgili kanun ve yönetmeliklere aykırı faaliyette bulunması,”
MADDE 25 – 3516 sayılı Kanunun 15 inci maddesinin birinci fıkrasının (c), (d) ve (e) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve fıkraya aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“c) Damgası kopmuş, bozulmuş, damga süresi geçmiş ölçü aletini kullanan kişiye, ölçü aletinin türüne ve kullanıldığı işin niteliğine göre beşyüz Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.
d) Yetkisiz olduğu halde, bu Kanun kapsamına giren ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapan kişiye, ikibin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir.
e) Ayarı doğru olmayan ölçü aletlerini kullanan kişiye, ölçü aletinin türüne ve kullanıldığı işin niteliğine göre ikiyüz Türk Lirasından ikibin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.”
“h) Ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapmak için Bakanlık tarafından yetkilendirilen servislerin, yetki kapsamındaki hizmetlerde ilgili kanun ve yönetmeliklere aykırı faaliyette bulunması halinde ikibin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir.
i) Uluslararası birimler sistemine göre yapılmamış olan veya bu sisteme göre imal edilmiş olmakla beraber nitelikleri bakımından bu Kanun hükümlerine uygun bulunmayan ölçü ve ölçü aletlerini ticaret maksadıyla imal eden, ithal eden, satan, satışa arz eden, satın alan veya bulunduran kişiye onbin Türk Lirasından ellibin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.
j) Damgalanmamış ölçü ve ölçü aletlerini satan, satışa arz eden veya ticari ilişkide kullanan kişiye bin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.”
MADDE 26 – 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanununun 16 ncı maddesinin birinci ve ikinci fıkraları yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 27 – 3516 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 3 – 15 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendine giren fiilleri 1/12/2018 tarihinden önce işleyenler hakkında bu bent hükümleri uygulanmaz. Bu kapsamdaki ölçü aletleri için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren doksan gün içinde periyodik muayene başvurusunda bulunanlar muayene ve damgası yapıldıktan sonra söz konusu ölçü aletlerini kullanabilir. Bu süre içinde periyodik muayene için başvuruda bulunmayanlar ise söz konusu ölçü aletini kullanamaz. Kullananlar hakkında belirtilen bent uyarınca işlem yapılır.”
MADDE 28 – 27/10/1999 tarihli ve 4458 sayılı Gümrük Kanununun 237 nci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “% 4’ü” ibaresi “%6’yı” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 29 – 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (ğ) bendinde yer alan “, bilgi işlem altyapısını sağlamak ve yürütmek” ibaresi madde metninden çıkarılmış, (h) bendinden sonra gelmek üzere aşağıdaki (ı) bendi eklenmiş, mevcut bentler buna göre teselsül ettirilmiş ve ekli (1) sayılı listede belirtilen kadro ihdas edilerek Kanuna ekli (I) sayılı cetvele eklenmiştir.
“ı) Bilgi İşlem Dairesi Başkanlığı: Kurum bilişim stratejisini hazırlamak ve uygulamak, yazılım ve donanım altyapısı dahil olmak üzere bilişim alanı ile ilgili tüm işleri yürütmek.”
MADDE 30 – 4/12/2003 tarihli ve 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin üçüncü fıkrasının ikinci cümlesinde yer alan “, bayi sayısı, depolama kapasitesi (işletme stok kapasitesi hariç) konularında sayısal büyüklüklerle sınırlama yapılmaz” ibaresi madde metninden çıkarılmış ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Kurum, lisans sahiplerinden bu Kanun kapsamındaki mali yükümlülüklerinin tahsilinde kullanmak üzere Kurulca belirlenecek hususlarda teminat mektubu talep edebilir. Teminat mektubu alınacak lisans türleri, teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.”
MADDE 31 – 5015 sayılı Kanunun 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “yarısının” ibaresi “tamamının” şeklinde, “geçiş ücreti hariç” ibaresi “geçiş ücreti dahil” şeklinde, üçüncü fıkrasında yer alan “Ras Gharib (21.5 API)” ibaresi “Arab Heavy (27.5 API)” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 32 – 5015 sayılı Kanunun 19 uncu maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 19 – Bu Kanuna veya ilgili mevzuata aykırı faaliyet gösterilmesi hâlinde sorumluları hakkında Kurulca aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Aşağıdaki hallerde iki milyon Türk Lirasından az olmamak ve on milyon Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının binde ondördü oranında idari para cezası uygulanır:
1) Rafinerici, dağıtıcı, taşıma, ihrakiye, işleme, depolama, iletim, madeni yağ üretimi ve serbest kullanıcı lisansı kapsamına giren faaliyetlerin lisans almaksızın yapılması.
2) 18 inci maddenin ihlali.
3) 4 üncü maddenin dördüncü fıkrasının (l) bendinin ihlali.
4) 8 inci maddenin ikinci fıkrasının (b) bendinin ihlali.
b) Bayilik lisansı sahipleri yönünden (a) bendinde yer alan cezaların yarısı uygulanır.
c) Ulusal marker ekleme işlemlerine nezaret etmek üzere yetki verilen bağımsız gözetim firmalarına, yükümlülüklerini yerine getirmemeleri hâlinde ulusal markere ilişkin olarak lisans sahibine (a) bendi uyarınca uygulanan cezanın dörtte biri uygulanır.
ç) Aşağıdaki hallerde bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sorumlulara, bir milyon iki yüz elli bin Türk Lirasından az olmamak ve altı milyon iki yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onikisi oranında idari para cezası uygulanır:
1) 9 uncu maddede yer alan kısıtlamalara uyulmaması (yedinci fıkra hariç).
2) 5 inci, 6 ncı ve 7 nci maddelerin ihlali.
3) Kurumca, 10 uncu madde gereği yapılan uygulamaların dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi veya engellemeye teşebbüs edilmesi.
d) Aşağıdaki hallerde sorumlulara, beş yüz elli bin Türk Lirasından az olmamak ve iki milyon yedi yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onbiri oranında idari para cezası uygulanır:
1) 4 üncü maddenin üçüncü fıkrasının ihlali.
2) Bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere 4 üncü maddenin üçüncü fıkrası ile dördüncü fıkrasının (d) ve (l) bendi dışındaki hükümlerinin ihlali.
3) Bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sahip olunan lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
4) 12 nci maddede yer alan hükümler dahilinde iletim ve depolama tesislerine erişimin dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi.
5) 17 nci maddenin ihlali.
e) Serbest kullanıcı lisansı sahiplerince (d) bendinde yer alan fiillerin işlenmesi hâlinde, elli bin Türk Lirasından az olmamak ve yüz bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde beşi oranında idari para cezası uygulanır.
f) Aşağıdaki hallerde sorumlulara yüz yirmi beş bin Türk Lirasından az olmamak ve altı yüz yirmi beş bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onu oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisans almaksızın bayilik faaliyeti yapılması.
2) 9 uncu maddenin yedinci fıkrasının ihlali.
3) 8 inci maddenin ihlali (8 inci maddenin ikinci fıkrasının (b) bendi hariç).
4) Bayilik lisansı sahiplerince lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
5) 4 üncü maddenin üçüncü fıkrası ile dördüncü fıkrasının (d) ve (l) bendi dışındaki hükümlerinin bayilik lisansı sahiplerince ihlali.
6) Bayilik lisansı sahiplerince 10 uncu maddenin ihlali.
g) Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca ulusal petrol stoğu tutma yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, tespit tarihinde eksik tutulan her bir ton ürün için iki yüz elli Türk Lirası idari para cezası verilir. Eksik tutulan stok miktarının hesabında ton küsuratı dikkate alınmaz. Bu bent kapsamında uygulanan idari para cezası, ulusal petrol stoğunun tamamlayıcı kısmının finansmanı için kullanılır.
ğ) Kurum tarafından yapılan düzenlemeler uyarınca biodizel, etanol ve benzeri harmanlama yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, eksik harmanlanan her bir metreküp ürün için iki yüz elli Türk Lirası idari para cezası uygulanır.
h) Yukarıda belirtilenlerin dışında kalan ancak bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına uymayanlara Kurumca yüz on bin Türk Lirasından az olmamak ve beş yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde sekizi oranında idari para cezası uygulanır.
Ceza uygulanan bir fiilin iki yıl geçmeden aynı kişi tarafından tekrar işlenmesi hâlinde, idari para cezaları iki kat olarak uygulanır.
Bu Kanunun 20 nci maddesi ve bu madde hükümlerine göre yürütülen idari işlemler, lisans sahibinin Kuruma bildirdiği elektronik tebligat adresine tebliğ edilir. Kuruma bildirilen elektronik tebligat adresine tebligatın zorunlu bir sebeple yapılamaması hâlinde Kuruma bildirilen adrese yapılan bildirim tebligat yerine geçer.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezaları tebliğ tarihinden itibaren bir ay içinde ödenir. Süresinde ödenmeyen idari para cezaları, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanun hükümleri gereğince tahsil edilmek üzere ilgili vergi dairesine gönderilir.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması, ilgili vergi dairesine idari para cezasına ilişkin banka teminat mektubu verilmesi durumu hariç tahsil işlemlerini durdurmaz. Teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.
Kurul, bu maddede belirtilen fiillerin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının olmaması veya tespitinin yapılamaması hâlinde, tespit edeceği akaryakıt ikmali veya satışı ve benzeri delillerden hareketle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde, hiçbir tespit yapılamaması hâlinde ise mevzuata aykırı fiili icra edenin petrol piyasası faaliyetinin emsali olabilecek petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatını esas almak suretiyle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde ceza tayininde bulunur.”
MADDE 33 – 5015 sayılı Kanunun 20 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 20 – İdari yaptırımlar; tedbirler, lisans iptalleri ve idari para cezalarından oluşur. Bu Kanuna göre idari para cezaları, tedbirler ve lisans iptallerinin uygulanması bu Kanunun diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları, alınan tedbirler ve lisans iptalleri diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
Bu Kanuna göre idari yaptırımlar aşağıdaki usulde yürütülür:
a) Lisans sahibi kişiler hakkında bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiiller için ilgilisine Kurum veya Kurumca yetkilendirilen kuruluşlar tarafından, otuz gün içerisinde aykırılığın giderilmesi, aksi halde hakkında geçici durdurma yapılabileceği ihtar edilir. Verilen ihtar süresi sonunda mevzuata aykırı durumu devam ettirenlerin ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiilin tespit tarihinden itibaren iki yıl içerisinde tekrar edilmesi hâlinde ise ihtar işlemi uygulanmaksızın ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Geçici durdurma süresince, tehlikeli eylemin veya kötüniyetin veya ürünlerde zarar oluşmasının önlenmesi ile faaliyetin durdurulmasına neden olan durumun ortadan kaldırılmasına ilişkin faaliyetler dışında hiçbir piyasa faaliyeti yapılamaz. Geçici durdurma süresi sonunda da tespit edilen aykırılıklar giderilmezse, faaliyetin durdurulmasına devam edilerek soruşturma başlatılır ve gerekli idari yaptırımlar uygulanır. Lisans iptalleri Kurumca yapılacak soruşturma neticesine göre karara bağlanır. Yapılan geçici durdurma sonrasında mevzuata aykırı durumun ortadan kalkması hâlinde geçici durdurma hali sona erdirilir.
b) Lisans sahibi kişiler hakkında, bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde, niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan fiiller ile 5607 sayılı Kanunda belirtilen akaryakıt kaçakçılığına ilişkin fiiller için ilgilisi hakkında Kurum tarafından doğrudan idari soruşturma başlatılarak gerekli yaptırımlar uygulanır. Lisans sahibinin ilgili piyasa faaliyeti niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan, kötüniyet veya tehlikeli eylem sonucunu doğuran fiilleri nedeniyle Kurumca geçici olarak durdurulabilir.
c) 5607 sayılı Kanunda belirtilen kaçakçılık fiillerinin işlendiği tespit edilen rafineri hariç her türlü tesiste lisansa tabi tüm faaliyetler kovuşturmaya yer olmadığına dair karar veya mahkeme kararı kesinleşinceye kadar Kurum tarafından geçici olarak durdurulur ve bu süre içinde söz konusu tesis için başka bir gerçek veya tüzel kişiye de lisans verilmez. Kesinleşmiş mahkeme kararına göre lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Lisans sahibine verilen idari para cezası ödenmeden lisansa konu tesis için lisans verilmez.
ç) Kaçakçılık fiilinin sadece ulusal marker seviyesi ile ilgili olması durumunda, geçici durdurma kararı akredite laboratuvar analiz sonucuna göre verilir. Akredite laboratuvar analiz sonucunun bildirilmesine kadar kaçak akaryakıt satışını engelleyecek idari tedbirler Kurum tarafından alınır. Seyyar kontrol cihazı ile yapılan ulusal marker kontrol sonucunun geçersiz çıkması hâlinde, alınan numune en geç beş iş günü içinde laboratuvara teslim edilir. Laboratuvar, yapılması istenilen analizleri numune özellikleri değişime uğramadan onbeş gün içinde yapar ve sonucunu en geç üç iş günü içinde Kuruma ve ilgililerine bildirir.
d) Lisans almaksızın lisansa tabi bir faaliyet gösterildiğinin tespiti hâlinde, tesisler, lisans alınıncaya veya bu Kanuna göre lisans gerektirmeyen faaliyet gösterecek hale getirilinceye kadar mühürlenir ve ilgililer hakkında soruşturma başlatılır. Mühürlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
e) Bu Kanuna göre yapılan talep veya işlemlerde, kanuna karşı hile veya yalan beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde lisans iptal olunur.
f) Kaçak ürün ikmal edenlerin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan ürün ikmal edenler zararı tazmin etmekle yükümlüdür. Teknik düzenlemelere uygun olmayan akaryakıt ikmali nedeniyle kullanıcıya verilen zarar ve hasarların tazmini hususu, lisans sahibi gerçek ve tüzel kişilerin lisanslarında ve sözleşmelerinde yer alır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar çıkarılan yönetmelikle belirlenir.
Mühürlemeye rağmen, faaliyetlerini sürdüren gerçek kişiler ile tüzel kişilerin suçun işlenişine iştirak eden yetkilileri hakkında, 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununun 203 üncü maddesi hükümleri uygulanır.”
MADDE 34 – 5015 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 6 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurulca idari para cezası verilmemiş olan ve Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı bulunan fiiller için, 20 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen ihtar yapıldıktan sonra sonucuna göre gerekirse idari soruşturma başlatılarak yaptırımlar uygulanır. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisansı sonlandırılan veya iptal edilenler hakkında düzeltme imkânı bulunan fiiller için herhangi bir idari işlem tesis edilmez.
Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurul kararına bağlanmış ancak tahsilatı tamamlanmamış olan idari para cezaları, işlenen fiil için bu Kanunla birlikte daha düşük bir idari para cezası uygulanmasının öngörülmesi hâlinde, ilgili vergi dairesince 19 uncu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan asgari maktu hadden tahsil edilir. Kısmen veya tamamen tahsil edilen idari para cezaları iade edilmez.
GEÇİCİ MADDE 7 – 20 nci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi, 11/4/2013 tarihinden önce kira sözleşmesi veya benzeri şekilde kullanım hakkı devredilmiş ve devralan adına lisanslandırılmış tesislerde, bu lisans süresince 5607 sayılı Kanunda belirtilen kaçakçılık fiillerinin işlenmesi durumunda, belirtilen tarihten önce kullanım hakkını devreden ayni hak sahiplerinin, söz konusu fiillerden dolayı şüpheli, sanık veya hükümlü olmaması kaydıyla ve bu maddenin yürürlük tarihinden itibaren üç ay içinde Kuruma yeni lisans için başvurulması hâlinde, söz konusu tesis için uygulanmaz. Varsa mevcut geçici durdurma hali ancak yeni lisans verilmesi durumunda kaldırılır.”
MADDE 35 – 2/3/2005 tarihli ve 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun 16 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 16 – Bu Kanuna veya ilgili mevzuata aykırı faaliyet gösterilmesi hâlinde sorumluları hakkında Kurulca aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Aşağıdaki hallerde otogaz bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sorumlulara, beşyüzbin Türk Lirasından az olmamak ve onmilyon Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde ondördü oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisansa tabi faaliyetlerin lisans alınmaksızın yapılması.
2) 4 üncü maddenin son fıkrasının ihlali.
b) Aşağıdaki hallerde sorumlulara ikiyüzellibin Türk Lirasından az olmamak ve ikimilyonyediyüzellibin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onikisi oranında idari para cezası uygulanır:
1) Dördüncü fıkrasının (ç), (h) ve (ı) bentleri ile son fıkrası hariç 4 üncü madde hükümlerinin ihlali.
2) Otogaz bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sahip olunan lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
3) Dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentleri hariç 5 inci ve 6 ncı maddenin ihlali.
4) 10 uncu madde gereği Kurum tarafından yapılan uygulamaların dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi veya engellemeye teşebbüs edilmesi.
c) Aşağıdaki hallerde sorumlulara yüzbin Türk Lirasından az olmamak ve beşyüzbin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onbiri oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisans alınmaksızın bayilik faaliyetinin yapılması.
2) Otogaz bayilik lisansı sahiplerince lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
3) İkinci fıkrasının (4) numaralı bendi hariç 7 nci maddenin ihlali.
4) Otogaz bayilik lisansı sahiplerince 10 uncu maddenin ihlali.
5) 13 üncü, 14 üncü ve 15 inci madde hükümlerinin ihlali.
6) Dördüncü fıkrasının (ç), (h) ve (ı) bentleri ile son fıkrası hariç 4 üncü madde hükümlerinin otogaz bayilik lisansı sahiplerince ihlali.
ç) 7 nci maddenin ikinci fıkrasının (4) numaralı bendinin ihlali hâlinde otogaz bayilik lisansı sahiplerine yüzbin Türk Lirasından az olmamak ve beşyüzbin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onu oranında idari para cezası uygulanır.
d) 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununun 16 ncı maddesi uyarınca ulusal petrol stoğu tutma yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, tespit tarihinde eksik tutulan her bir ton ürün için ikiyüzelli Türk Lirası idari para cezası verilir. Eksik tutulan stok miktarının hesabında ton küsuratı dikkate alınmaz. Bu bent kapsamında uygulanan idari para cezası, ulusal petrol stoğunun tamamlayıcı kısmının finansmanı için kullanılır.
Yukarıda belirtilenlerin dışında kalan ancak bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına uymayanlara Kurumca onbin Türk Lirasından az olmamak ve ellibin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde sekizi oranında idari para cezası uygulanır.
Ancak, 5 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentlerinin ihlali veya LPG tesislerinin ve tüplerinin teknik düzenlemelere aykırılığının tespiti hâlinde bu Kanun hükümleri uygulanmaz. 5 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentlerinin ihlali veya LPG tesislerinin ve tüplerinin teknik düzenlemelere aykırılığının tespiti hâlinde konu ile ilgili diğer kanun hükümleri yetkili idareler tarafından uygulanır.
Lisansa tabi olmayan faaliyetleri yürüten ve bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuata, Kurul kararlarına uymayanlar hakkında bu madde hükümleri uygulanmaz. Söz konusu kişiler hakkında diğer mevzuat hükümleri kapsamında yetkili idareler tarafından gerekli yaptırımlar uygulanır.
Ceza uygulanan bir fiilin iki yıl geçmeden aynı kişi tarafından tekrar işlenmesi hâlinde idari para cezaları iki kat olarak uygulanır.
Bu Kanunun 17 nci maddesi ve bu madde hükümlerine göre yürütülen idari işlemler, lisans sahibinin Kuruma bildirdiği elektronik tebligat adresine tebliğ edilir. Kuruma bildirilen elektronik tebligat adresine tebligatın zorunlu bir sebeple yapılamaması hâlinde Kuruma bildirilen adrese yapılan bildirim tebligat yerine geçer.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezaları tebliğ tarihinden itibaren bir ay içinde ödenir. Süresinde ödenmeyen idari para cezaları, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanun hükümleri gereğince tahsil edilmek üzere ilgili vergi dairesine gönderilir.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması, ilgili vergi dairesine idari para cezasına ilişkin banka teminat mektubu verilmesi durumu hariç tahsil işlemlerini durdurmaz. Teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.
Kurul, bu maddede belirtilen fiillerin icra edildiği tesiste bir önceki yılda lisansa konu LPG piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının olmaması veya tespitinin yapılamaması hâlinde, tespit edeceği LPG ikmali veya satışı ve benzeri delillerden hareketle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili fıkralarında belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde, hiçbir tespit yapılamaması hâlinde ise mevzuata aykırı fiili icra edenin LPG piyasası faaliyetinin emsali olabilecek LPG piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatını esas almak suretiyle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili yerlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde ceza tayininde bulunur.”
MADDE 36 – 5307 sayılı Kanunun 17 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“İdari yaptırımlar
MADDE 17 – İdari yaptırımlar; tedbirler, lisans iptalleri ve idari para cezalarından oluşur. Bu Kanuna göre idari para cezaları, tedbirler ve lisans iptallerinin uygulanması bu Kanunun diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları, alınan tedbirler ve lisans iptalleri diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
Bu Kanuna göre idari yaptırımlar aşağıdaki usulde yürütülür:
a) Lisans sahibi kişiler hakkında bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiiller için ilgilisine Kurum veya Kurumca yetkilendirilen kuruluşlar tarafından, otuz gün içerisinde aykırılığın giderilmesi, aksi halde hakkında geçici durdurma yapılabileceği ihtar edilir. Verilen ihtar süresi sonunda mevzuata aykırı durumu devam ettirenlerin ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiilin tespit tarihinden itibaren iki yıl içerisinde tekrar edilmesi hâlinde ise ihtar işlemi uygulanmaksızın ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Geçici durdurma süresince, tehlikeli eylemin veya kötüniyetin veya ürünlerde zarar oluşmasının önlenmesi ile faaliyetin durdurulmasına neden olan durumun ortadan kaldırılmasına ilişkin faaliyetler dışında hiçbir piyasa faaliyeti yapılamaz. Geçici durdurma süresi sonunda da tespit edilen aykırılıklar giderilmezse, faaliyetin durdurulmasına devam edilerek soruşturma başlatılır ve gerekli idari yaptırımlar uygulanır. Lisans iptalleri Kurumca yapılacak soruşturma neticesine göre karara bağlanır. Yapılan geçici durdurma sonrasında mevzuata aykırı durumun ortadan kalkması hâlinde geçici durdurma hali sona erdirilir.
b) Lisans sahibi kişiler hakkında, bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan fiiller ile 21/3/2007 tarihli ve 5607 sayılı Kaçakçılıkla Mücadele Kanununda belirtilen akaryakıt kaçakçılığına ilişkin fiiller için ilgilisi hakkında Kurum tarafından doğrudan idari soruşturma başlatılarak gerekli yaptırımlar uygulanır. Lisans sahibinin ilgili piyasa faaliyeti, niteliği itibarıyla düzeltme imkanı olmayan, kötüniyet veya tehlikeli eylem sonucunu doğuran fiilleri nedeniyle Kurumca geçici olarak durdurulabilir.
c) Lisans almaksızın lisansa tabi bir faaliyet gösterildiğinin tespiti hâlinde, tesisler, lisans alınıncaya veya bu Kanuna göre lisans gerektirmeyen faaliyet gösterecek hale getirilinceye kadar mühürlenir ve ilgililer hakkında soruşturma başlatılır. Mühürlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
ç) Bu Kanuna göre yapılan talep veya işlemlerde, kanuna karşı hile veya yalan beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde lisans iptal olunur.
d) Kaçak LPG ile piyasa faaliyetinde bulunan lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG’yi piyasa faaliyetine konu etme fiilini, lisans süresince, aynı lisansla beş defa işleyen lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG ikmali nedeniyle kullanıcıya verilen zarar ve hasarların tazmini hususu, kullanıcıların muhatap olduğu lisans sahibi gerçek veya tüzel kişilerin lisanslarında ve sözleşmelerinde yer alır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.
Mühürlemeye rağmen, faaliyetlerini sürdüren gerçek kişiler ile tüzel kişilerin suçun işlenişine iştirak eden yetkilileri hakkında, 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununun 203 üncü maddesi hükümleri uygulanır.”
MADDE 37 – 5307 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 8 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurulca idari para cezası verilmemiş olan ve Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı bulunan fiiller için, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen ihtar yapıldıktan sonra sonucuna göre gerekirse idari soruşturma başlatılarak yaptırımlar uygulanır. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisansı sonlandırılan veya iptal edilenler hakkında düzeltme imkânı bulunan fiiller için herhangi bir idari işlem tesis edilmez.
Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurul kararına bağlanmış ancak tahsilatı tamamlanmamış olan idari para cezaları, işlenen fiil için bu Kanunla birlikte daha düşük bir idari para cezası uygulanmasının öngörülmesi hâlinde, ilgili vergi dairesince 16 ncı maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan asgari maktu hadden tahsil edilir. Kısmen veya tamamen tahsil edilen idari para cezaları iade edilmez.”
MADDE 38 – 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinin beşinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Tamamı yenilenebilir olmak üzere birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan üretim tesislerinde üretilerek sisteme verilen net enerji miktarının YEK Destekleme Mekanizmasından faydalanmasına ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 39 – 5346 sayılı Kanunun 6/C maddesine birinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim lisansları için bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten sonra 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesi kapsamında yapılacak kapasite artışı lisans tadili EPDK tarafından uygun görülenler söz konusu kapasite artışı için YEK Destekleme Mekanizmasından yararlanamaz. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
İkinci fıkra kapsamında işletmeye alınan kapasite için 4628 sayılı Kanun ve 6446 sayılı Kanun uyarınca ödenmesi taahhüt edilen katkı payı veya katılım bedeli ödeme zorunluluğunu ortadan kaldırmaz.”
MADDE 40 – 18/4/2007 tarihli ve 5627 sayılı Enerji Verimliliği Kanununun 5 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinin (2) numaralı alt bendinde yer alan “üç” ibaresi “beş” şeklinde ve alt bendin üçüncü cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Şirketler, Bakanlık tarafından belirlenen yetki belgesi bedelini yetkilendirme anlaşması yaptıkları kurum veya kuruluşa öder.”
MADDE 41 – 5627 sayılı Kanunun 8 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinin (1) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, fıkranın (b) bendinin (1) numaralı alt bendinde yer alan “yüzbin” ibaresi “ikiyüzbin” şeklinde değiştirilmiş, alt bende aşağıdaki cümle eklenmiş ve fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“1) Endüstriyel işletmeler tarafından Genel Müdürlüğe sunulan ve Bakanlık tarafından onaylanan projesinde belirlenmiş bedelleri en fazla birmilyon Türk Lirası olan uygulama projeleri bedellerinin en fazla yüzde yirmisi oranında desteklenir. Cumhurbaşkanı kararı ile proje bedeli limiti en fazla beş katına kadar, destek oranı ise en fazla iki katına kadar artırılabilir.”
“Cumhurbaşkanı kararı ile destek miktarı en fazla beş katına kadar, enerji gideri oranı ise en fazla iki katına kadar artırılabilir.”
“d) Yıllık toplam enerji tüketimleri beşyüz TEP ile bin TEP arasında olan işletmeler, bu Kanun kapsamında endüstriyel işletmeler için tanımlanan yükümlülükleri sağlamak kaydıyla birinci fıkranın (a) ve (b) bentlerindeki desteklere başvurabilirler.”
MADDE 42 – 18/4/2007 tarihli ve 5627 sayılı Enerji Verimliliği Kanununun 11 inci maddesinin birinci fıkrasının (c) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 43 – 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (b) bendinde yer alan “beş” ibaresi “sekiz” şeklinde, yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(7) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla alınan lisanslar ve/veya bu lisanslar kapsamındaki tesisler için lisanslarında belirlenen sahaların dışına çıkılmaması ve TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketinden alınan tadil kapsamındaki bağlantı görüşünün olumlu olması hâlinde kapasite artışı, modernizasyon, yenileme yatırımları ve tadilatlara izin verilir.”
“(8) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri ile üretim faaliyetinde bulunacak tüzel kişilerin ön lisans ve lisanslarının verilmesi, tadili, sona erdirilmesi, iptali, süreleri, süre uzatımı, yenilenmesi ve lisans kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin askıya alınması ile bu tüzel kişilerin piyasa faaliyetlerine ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 44 – 6446 sayılı Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“EK MADDE 2- (1) 31/8/1956 tarihli ve 6831 sayılı Orman Kanunu kapsamındaki Devlet ormanları ile 9/8/1983 tarihli ve 2873 sayılı Milli Parklar Kanunu kapsamındaki alanlarda yapılacak olan, enerji iletim/dağıtım tesislerinin emniyet alanları içinde kalan sahalar ile bu tesislerin yapımı, bakımı, onarımı ve ulaşımı için gerekli olan alanların ilgili mevzuata göre alınması gereken izin ve işlemleri, müracaat tarihinden itibaren, ilgili kurum ve kuruluşlar tarafından altmış gün içinde sonuçlandırılır. Alınması gereken arazi izin bedeli başkaca bir indirim yoksa %50 indirimli uygulanır.
(2) Kırkdokuz yıllık kesin izin süresi sonunda, yükümlülüklerinin tamamını yerine getirmiş, taahhüt senetlerine uygunluk sağlamış enerji üretim/iletim/dağıtım tesislerine ait izin ve işlemleri, talep edilmesi hâlinde son ödenen arazi izin bedeli 4/1/1961 tarihli ve 213 sayılı Vergi Usul Kanunu uyarınca belirlenen yeniden değerleme oranında artırılmak sureti ile doksandokuz yıla kadar uzatılır.
(3) 1/1/2018 tarihinden önce orman vasfındaki sahalarda tesis edilmesine rağmen 6831 sayılı Kanun ve 2873 sayılı Kanun kapsamında orman izin işlemleri tamamlanmamış olan enerji üretim/iletim/dağıtım tesisleri, bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde ilgili mevzuat hükümleri kapsamında başvuru tarihindeki tüm bedeller ödenerek izinli hale getirilir. Bu izinler için geçmiş yıllara ait herhangi bir bedel alınmaz.”
MADDE 45 – 2/7/2018 tarihli ve 702 sayılı Nükleer Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri ile Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun Hükmünde Kararnamenin 4 üncü maddesinin dokuzuncu fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(9) Yetkilendirilen tüzel kişiler, tesisi oluşturan yapı, sistem ve bileşenlerin inşa, imalat ve montaj süreçleri ile saha araştırmalarının denetimine yönelik olarak, Kurum tarafından yetkilendirilen özel hukuk tüzel kişilerinden Kurumun belirlediği usul ve esaslar kapsamında ayrıca denetim hizmeti alır. Yetkilendirilen kişinin bu fıkra kapsamındaki denetim faaliyetlerine ve denetçilere ilişkin sorumlulukları Kurum tarafından yönetmelikle belirlenir.”
“(17) Yetkilendirilen kişi, bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamındaki mali yükümlülükleri yerine getirir.
(18) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında denetime tabi olanlar ile bunların yetkili personeli, Kurum denetçilerinin ve Kurum tarafından görevlendirilen kişilerin görevlerini serbestçe ve zamanında yerine getirebilmeleri için gerekli şartları sağlamakla ve koruyucu güvenlik tedbirlerini almakla yükümlüdür.
(19) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında denetime tabi olanlar ile bunların yetkili personeli, nükleer güvence denetimi ile ilgili uluslararası yükümlülükler uyarınca Uluslararası Atom Enerjisi Ajansının Türkiye Cumhuriyeti tarafından onaylanmış denetçileri tarafından yapılan denetimlerde, ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülüklerini yerine getirir.”
MADDE 46 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin Üçüncü Bölüm başlığı “Yetkilendirme, Denetim, Ceza Hükümleri ve İdari Yaptırımlar ile Koordinasyon” şeklinde değiştirilmiş ve 4 üncü maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki madde eklenmiştir.
“Ceza hükümleri ve idari yaptırımlar
MADDE 4/A- (1) Bu fıkrada sayılan fiilleri işleyenlere aşağıdaki cezalar uygulanır:
a) Nükleer tesis, radyasyon tesisi veya radyoaktif atık tesisini geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletenler dört yıldan sekiz yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile, radyasyon uygulamalarını geçerli bir lisansa sahip olmaksızın yürütenler bir yıldan dört yıla kadar hapis ve bin gün adli para cezası ile, Kurumdan izin alınması gereken faaliyetleri geçerli izne sahip olmaksızın yürütenler iki yıldan beş yıla kadar hapis ve üçbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
b) Faaliyete ilişkin yükümlülükleri sona ermeden, faaliyetin yürütüldüğü yeri veya tesisi, nükleer maddeyi, radyoaktif kaynağı veya radyoaktif atığı sahipsiz kalacak şekilde terk edenler üç yıldan sekiz yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
c) Nükleer madde, radyoaktif kaynak ve radyoaktif atıkları; zimmet, yağma, hırsızlık, dolandırıcılık suçları veya başka bir hukuka aykırı davranış ile elde eden kişiler fiil daha ağır bir cezayı gerektiren ayrı bir suç teşkil etmediği takdirde beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
ç) Nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıkların kaybolmasına, çalınmasına veya yetkisiz kişilerin eline geçmesine ihmal göstererek veya dikkat ve özen yükümlülüğüne aykırı olarak neden olan kişiler, iki yıldan beş yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
d) 6 ncı maddenin ikinci fıkrasında belirtilen istisnalar dışında radyoaktif atıklar veya kullanılmış yakıtları Türkiye Cumhuriyeti sınırları içerisine sokan kişiler beş yıldan on yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
e) Nükleer tesisler, radyasyon tesisleri, radyoaktif atık tesisleri ile nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıklara karşı yetkisiz müdahalede bulunan, sabote eden, saldıran veya zarar veren kişiler beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
f) Nükleer tesisler, radyasyon tesisleri, radyoaktif atık tesisleri ile nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıklara ilişkin yazılımlara karşı yetkisiz müdahalede bulunan, sabote eden, saldıran veya zarar veren kişiler beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
g) Nükleer tesis, radyasyon tesisi veya radyoaktif atık tesisini cebir veya tehdit kullanarak ya da hukuka aykırı başka bir davranışla ele geçiren, zapteden veya kontrolü altına alan kişiler oniki yıldan yirmi yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
ğ) Nükleer silah ya da nükleer veya radyolojik patlayıcı cihaz imal eden, radyoaktif maddeleri bu amaçla bulunduran, ticaretini yapan veya kullanan veya kullanımını yaygınlaştıran kişiler yirmibeş yıldan otuz yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
h) Bu fıkrada sayılan fiillerin gerçek veya tüzel kişiyi, uluslararası bir örgütü veya bir devleti bir eylemi yapmaya veya yapmaktan kaçınmaya zorlamak amacıyla gerçekleştirilmesi hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından iki katına kadar artırılır.
ı) Bu fıkrada sayılan fiillerin bir örgüt faaliyeti çerçevesinde işlenmesi hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından bir katına kadar artırılır.
i) Bu fıkrada sayılan fiillerin işlenmesiyle herhangi bir kişinin sağlığının ciddi bir biçimde bozulmasına, ölümüne veya mülke veya çevreye karşı önemli zarara sebebiyet verilmesi durumunda verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından bir katına kadar artırılır.
j) Radyoaktif maddelerin 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununda düzenlenen kasten öldürme, kasten yaralama, çevrenin kasten kirletilmesi suçlarının işlenmesinde kullanılması hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından iki katına kadar artırılır.
k) Kurum adına denetimle görevli kişilerin görevlerini yapmasını engellemek amacıyla cebir veya tehdit kullanan kişiler fiil daha ağır bir cezayı gerektiren ayrı bir suç teşkil etmediği takdirde 5237 sayılı Kanunun 265 inci maddesi uyarınca cezalandırılır.
(2) Bu fıkrada sayılan fiillerin tespit edilmesi durumunda Kurum tarafından aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Bir nükleer tesisin geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletilmesi durumunda tesisin niteliği Kurum tarafından yönetmelikle belirlenmek suretiyle bir milyon beş yüz bin ila yetmiş beş milyon Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesislerinin geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletilmesi durumunda yedi yüz elli bin ila yedi milyon beş yüz bin Türk Lirası, radyasyon uygulamalarının geçerli bir lisansa sahip olmaksızın yürütülmesi durumunda on beş bin ila yüz elli bin Türk Lirası.
b) İzin veya onay alınması gereken faaliyetlerden tesislere ilişkin olanların izin veya onay alınmaksızın yürütülmesi durumunda yetmiş beş bin ila üç yüz elli bin Türk Lirası, yetki belgesi alınması gereken faaliyetlerin yetki belgesi alınmaksızın yürütülmesi hâlinde iki bin ila yetmiş beş bin Türk Lirası.
c) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında nükleer tesislere ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde yüz elli bin ila bir milyon beş yüz bin Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesislerine ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde yetmiş beş bin ila üç yüz elli bin Türk Lirası, diğer faaliyetlere ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde iki bin ila on beş bin Türk Lirası.
ç) Yetkilendirme için yapılan başvurularda veya yetkilendirme yapıldıktan sonra, yetkilendirilen kişi tarafından Kuruma gerçeğe aykırı belge sunulması veya yanıltıcı bilgi verilmesi veya yetkilendirme yapılmasını etkileyecek yetki koşullarındaki değişikliklerin bildirilmemesi hâlinde, ceza hükümleri saklı kalmak kaydıyla, nükleer tesisler için yetkilendirilen kişiye bir milyon beş yüz bin ila yetmiş beş milyon Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesisleri için yedi yüz elli bin ila yedi milyon beş yüz bin Türk Lirası, diğer faaliyetler için on beş bin ila yüz elli bin Türk Lirası.
d) Bu fıkra uyarınca uygulanan idari para cezalarına ek olarak aykırılıkların giderilmesi için Kurum tarafından ilgili kişiye uygun bir süre verilir. Aykırılıkların verilen süre içerisinde giderilmemesi hâlinde idari para cezaları, her defasında bir önceki cezanın iki katı tutarında uygulanır. Gerçek dışı belgenin, yanıltıcı bilginin veya yetki koşullarındaki değişikliğin yetkilendirmeye esas teşkil etmesi ve düzeltilmesinin mümkün olmadığının tespit edilmesi hâlinde ise idari para cezasına ek olarak yetki askıya alınır, kısıtlanır veya iptal edilir.
(3) İkinci fıkrada sayılan fiillerin halk veya çevre sağlığına ve güvenliğine tehdit oluşturacak şekilde tahribata yol açtığının tespit edilmesi hâlinde uygulanacak idari para cezası bir kat artırılır. Kurum, para cezasına ek olarak, fiillerin halk ve çevre üzerinde oluşturduğu riskin devamı süresince lisans veya izni kısıtlayabilir, askıya alabilir. Kurum, fiillerin halk ve çevre üzerinde oluşturduğu riskin ağırlığına göre lisans veya izni iptal edebilir.
(4) Verilen idari para cezaları, tebliğinden itibaren bir ay içerisinde ödenir. İdari para cezalarına karşı otuz gün içerisinde idare mahkemelerinde dava açılabilir. Verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması takip ve tahsilatı durdurmaz.
(5) Beş yıl içinde ikinci fıkranın uygulanmasını gerektirir fiillerin tekrarı hâlinde her bir fiil için idari para cezası bir kat artırılarak uygulanır.
(6) Para cezası uygulanması, idari para cezası verilen yetkilendirilen kişilerin güvenlik ve emniyet tedbirlerini alma yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz.
(7) Kurum, gerek gördüğü hallerde, nükleer madde, radyoaktif kaynak ve radyoaktif atıkların güvenlik ve emniyetinin sağlanması için masrafı yetkilendirilen kişiye ait olmak üzere, alıkoyma ve taşıma da dâhil olmak üzere gereken tedbirleri alabilir veya aldırabilir.
(8) Bu Kanun Hükmünde Kararnameye göre idari para cezalarının veya idari yaptırımların uygulanması, bu Kanun Hükmünde Kararnamenin diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanun Hükmünde Kararnameye göre verilen cezalar ve alınan tedbirler diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
(9) Bu madde kapsamında uygulanacak idari yaptırımlara ilişkin uygulama esasları; fiilin icraî veya ihmâlî davranışla işlenmesi, kusurun derecesi, ihlal edilen menfaatin ağırlığı, ihlal edenin ekonomik durumu gibi hususlar dikkate alınarak Kurum tarafından belirlenir.
(10) Bu madde uyarınca uygulanacak idari yaptırımlar hakkında bu Kanun Hükmünde Kararnamede hüküm bulunmayan hallerde 30/3/2005 tarihli ve 5326 sayılı Kabahatler Kanunu hükümleri uygulanır.
(11) İdari yaptırımlar hakkında karar vermek, idari yaptırımları uygulamak ve idari yaptırımların uygulanması için ilgili mercilerden talepte bulunmak hususlarında Kurul yetkilidir.”
MADDE 47 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin 6 ncı maddesinin sekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(8) Türkiye Cumhuriyeti egemenlik alanı içinde nükleer santral işletenler ile nükleer santral dışındaki tesis ve uygulamalarda radyoaktif atık üreten kişiler onbirinci fıkra uyarınca belirlenecek tutarda radyoaktif atık yönetimi ve işletmeden çıkarma özel hesaplarına ayrı ayrı ödeme yapar. Özel hesaplar adına tahsil edilen gelirler amacı dışında kullanılamaz.”
MADDE 48 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin 7 nci maddesinin onaltıncı fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “on ikinci” ve beşinci cümlesinde yer alan “on dokuzuncu” ibareleri “on birinci” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 49 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin geçici 2 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “görev yapan personel ise” ibaresinden sonra gelmek üzere “31/12/2021 tarihine kadar” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 50 – Bu Kanunun;
a) 13 üncü maddesiyle değiştirilen 3213 sayılı Kanunun 13 üncü maddesinin ikinci fıkrasında yapılan değişiklik ile maddeye bağlı ekli (1) ve (2) sayılı tablolara ilişkin değişiklikler ve 22 nci maddesiyle 3213 sayılı Kanuna eklenen geçici 42 nci madde 31/12/2019 tarihinde,
b) 14 üncü maddesiyle değiştirilen 3213 sayılı Kanunun 14 üncü maddesine bağlı ekli (3) sayılı tabloya ilişkin değişiklik 1/1/2019 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde,
c) Diğer maddeleri yayımı tarihinde,
yürürlüğe girer.
MADDE 51 – Bu Kanun hükümlerini Cumhurbaşkanı yürütür. | MADEN KANUNU İLE BAZI KANUNLARDA VE KANUN HÜKMÜNDE
KARARNAMEDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KANUN
Kanun No. 7164 Kabul Tarihi: 14/2/2019
MADDE 1 – 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun ek 1 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “arama ve araştırma” ibaresi “arama, araştırma ve işletme” şeklinde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Bu madde kapsamında kurulan şirketler özel hukuk hükümlerine tabi olup 10/2/1954 tarihli ve 6245 sayılı Harcırah Kanunu, 5/1/1961 tarihli ve 237 sayılı Taşıt Kanunu, 8/9/1983 tarihli ve 2886 sayılı Devlet İhale Kanunu, 8/6/1984 tarihli ve 233 sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname, 22/1/1990 tarihli ve 399 sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Personel Rejiminin Düzenlenmesi Ve 233 Sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin Bazı Maddelerinin Yürürlükten Kaldırılmasına Dair Kanun Hükmünde Kararname, 18/5/1994 tarihli ve 527 sayılı Memurlar ve Diğer Kamu Görevlileri ile İlgili Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun Hükmünde Kararname, 4/7/2001 tarihli ve 631 sayılı Memurlar ve Diğer Kamu Görevlilerinin Mali ve Sosyal Haklarında Düzenlemeler ile Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun Hükmünde Kararname ile bunların ek ve değişikliklerine ilişkin hükümler ile kamu kurum ve kuruluşlarına personel alınmasına dair ilgili mevzuat hükümleri, şirketler veya ortak olduğu şirketler ile bunların iş ve işlemleri hakkında uygulanmaz. Şirketlerin faaliyetleri iş mevzuatı hükümlerine göre istihdam edilen personel eliyle yürütülür.
Kamu kurum ve kuruluşlarında çalışanlar bu madde kapsamında kurulan şirketlerin talebi, kendilerinin ve kurumlarının muvafakati ile şirketlerde istihdam edilebilir. Bunların kurumlarıyla olan ilişkileri iş akdinin yapılmasıyla son bulur. Bunlara verilecek ücret ile diğer malî ve sosyal haklar yapılacak iş akdi ile belirlenir. Bu şekilde istihdam edilenler, şirketteki görevlerinin sona ermesinden itibaren altı ay içerisinde başvurmaları üzerine daha önce çalıştıkları kurum veya kuruluşların öğrenimlerine ve kazanılmış hak aylıklarına uygun kadrolarına veya durumlarına uygun pozisyonlarına, ayrılmadan önceki kadro ve pozisyonları dikkate alınmaksızın en geç üç ay içerisinde sınavsız atanırlar. Bu fıkra uyarınca önceki kurumlarına dönen kişilerin şirket ve alt şirketlerde geçen hizmetleri kazanılmış hak aylık derece ve kademelerinde değerlendirilir. Bu durumda, şirketlerdeki çalışmalarından dolayı kıdem tazminatları ödenmez ve bu süreler emeklilik ikramiyesinin hesabında dikkate alınır.”
MADDE 2 – 9/7/1982 tarihli ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kurumunun Muafiyetleri ve Bazı Düzenlemeler Yapılması Hakkında Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 5 – 14/1/2012 tarihinde Türkiye Atom Enerjisi Kurumunda kadro karşılığı sözleşmeli personel statüsünde bulunan ve halen bu statüde görevine devam eden personel hakkında, anılan tarihte yürürlükte bulunan 12 nci maddenin üçüncü ve dördüncü fıkrası ve bu maddeye istinaden Başbakan onayı ile yürürlüğe giren 26/6/2000 tarihli Türkiye Atom Enerjisi Kurumunda Çalıştırılacak Sözleşmeli Personel Hakkında Hizmet Sözleşmesi Usul ve Esaslarının, 375 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin geçici 10 uncu, geçici 12 nci ve geçici 16 ncı madde hükümleri de dikkate alınmak suretiyle uygulanmasına devam olunur.”
MADDE 3 – 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“Kömür Alımı
EK MADDE 7 – Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ), ihtiyaç duyulması halinde kamu kaynaklarının etkin ve verimli kullanılması amacı ile bu Kanun kapsamında elektrik üretim tesisleri kurması ve işletmesi ile ticaretinin yaptırılması konusunda görevlendirilen veya kendisine üretim tesisi işletme hakkı devredilen sermaye şirketlerinin sözleşme kapsamında tahsis edilen sahasından kömür alımı yapabilir.”
MADDE 4 – 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 1 inci maddesinin birinci fıkrasına “madenlerin” ibaresinden sonra gelmek üzere “milli menfaatlere uygun olarak” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 5 – 3213 sayılı Kanunun 3 üncü maddesinde yer alan “Genel Müdürlük”, “Buluculuk”, “Beyan”, “İhtisaslaşmış Devlet Kuruluşu”, “Maden Hakları”, “Devlet Hakkı”, “Ruhsat Bedeli”, “Yetkilendirilmiş Tüzel Kişiler” tanımları ile “Sertifika” tanımı “Ruhsat” olarak aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, “Münfesih” ve “Kurul” tanımları yürürlükten kaldırılmış ve maddeye aşağıdaki “Maden İşletme Faaliyetleri”, “Madencilik Faaliyetleri”, “Görünür Rezerv Geliştirme Hakkı” ve “Teknik Eleman” tanımları eklenmiştir.
“Genel Müdürlük: Maden ve Petrol İşleri Genel Müdürlüğü.”
“Buluculuk: Herhangi bir ruhsat döneminde bir kaynak veya rezervin ulusal maden kaynak ve rezerv raporlama koduna göre hazırlanmış rapor sonucunda ortaya çıkartılması.”
“Beyan: İlgililerin resmi kuruluşlara herhangi bir durumu belirlemek veya açıklamak maksadı ile yazılı ve/veya elektronik ortamda vermiş oldukları belge.”
“İhtisaslaşmış Devlet Kuruluşu: Madencilik faaliyetleri ile ilgili konularda ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşları.
Maden Hakları: Madenlerin aranması, bulunması, görünür rezervinin geliştirilmesi ve işletilebilmesi için verilen izinler ve maden yataklarının bulunmasına yardımcı olanlara tanınan maddî imkânlar.”
“Devlet Hakkı: Maden istihracı ile sağlanacak gelirden Devlet payına düşen ve ödeme yükümlülüğü ruhsat sahibine ait olan kısım.”
“Ruhsat Bedeli: Taban bedelinin, ruhsatın yürürlükte kaldığı takvim yılı sayısı, maden grubu, cinsi ve alan büyüklüklerine göre belirlenen katsayılarla çarpılarak ekli (1) ve (2) sayılı tablolarda gösterildiği şekilde hesaplanarak her yıl ocak ayının sonuna kadar; arama ruhsatlarında tamamı Genel Müdürlüğün bütçesine ve işletme ruhsatlarında ise %30’u çevre ile uyum planı çalışmalarını temin etmek üzere teminat olarak, %20’si Genel Müdürlüğün bütçesine, %50’si ise genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılması gereken tutar.
Yetkilendirilmiş Tüzel Kişiler: Genel Müdürlükçe yetkilendirilen, bu Kanun kapsamında Genel Müdürlüğe verilmesi gereken rapor, proje ve her türlü teknik belgeyi hazırlamaya yetkili ve bunlardan sorumlu olan, şirket hisselerinin yarısından fazlasının sahibinin mühendis olduğu ya da bünyesinde nitelik ve nicelikleri yönetmelikle belirlenen mühendisler çalıştıran maden arama ruhsat sahibi veya işletmesi olan tüzel kişiler.”
“Ruhsat: Madenlerin aranması ve işletilmesi için yönetmelikte belirtilen usul ve esaslar çerçevesinde Genel Müdürlükçe verilen belge.”
“Maden İşletme Faaliyetleri: Üretime yönelik hazırlık çalışmaları ve üretim için yapılan faaliyetler.
Madencilik Faaliyetleri: Madenlerin aranması, üretime yönelik hazırlık çalışmaları, üretilmesi, sevkiyatı, cevher hazırlama ve zenginleştirme, atıkların bertarafı, ruhsat sahasındaki stoklama/depolama işlemleri, maden işletmelerinin kapatılması ve çevre ile uyumlu hale getirilmesi ile ilgili tüm faaliyetler ve bu faaliyetlere yönelik geçici tesislerin yapılması.
Görünür Rezerv Geliştirme Hakkı: Ruhsat sahibi ile veya ihalelik sahalara ilişkin Genel Müdürlük ile gerçek/tüzel kişiler ve/veya kamu kurum ve kuruluşları arasında yapılan sözleşme kapsamında, Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama koduna göre hazırlanmış rapor ile belirlenen görünür rezervden, bu görünür rezervi ortaya çıkaran gerçek/tüzel kişiler ve/veya kamu kurum ve kuruluşlarının aldığı pay.
Teknik Eleman: İşletme tekniği, büyüklüğü ve yapısal durumu göz önüne alınarak, Kanun ve ilgili mevzuat kapsamında istihdam edilen maden, jeoloji, jeofizik mühendisleri ve ihtiyaç hâlinde harita mühendisleri ile diğer mühendisler.”
MADDE 6 – 3213 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve ikinci fıkrasına “Maden ruhsatları” ibaresinden sonra gelmek üzere
“, görünür rezerv geliştirme hakkı” ibaresi eklenmiştir.
“Madenler üzerinde tesis olunan ilk müracaat (takaddüm), arama ruhsatı, buluculuk, görünür rezerv geliştirme ve işletme ruhsatı haklarının hiçbiri hisselere bölünemez. Her biri bir bütün hâlinde muameleye tabi tutulur.”
MADDE 7 – 3213 sayılı Kanunun 6 ncı maddesinin birinci fıkrasında yer alan “madencilik yapabileceği statüsünde yazılı” ibaresi madde metninden çıkarılmış ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Buluculuk ve görünür rezerv geliştirme hakları, maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir. 24 üncü maddenin üçüncü fıkrası hükümleri kapsamında ruhsat hukukunun sona ermesi hali hariç ruhsatın devri, intikali, terki ve ruhsatın iptali, sicile şerh edilmiş buluculuk ve görünür rezerv geliştirme haklarını ortadan kaldırmaz. Genel Müdürlük, buluculuk ve görünür rezerv geliştirme haklarının tarafı değildir.”
MADDE 8 – 3213 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, dokuzuncu fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “il özel idareleri” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı” ibaresi eklenmiş, aynı cümleden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş ve fıkranın ikinci cümlesinde yer alan “harcı” ibaresinden sonra gelmek üzere “büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, büyükşehir belediyesi olmayan illerde” ibaresi eklenmiş, onikinci fıkrasının dördüncü cümlesinde yer alan “İşletme ruhsatları” ibaresinden sonra gelmek üzere “, tapu kayıtları ile” ibaresi eklenmiş ve fıkranın altıncı cümlesinde yer alan “il özel idaresine” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığına” ibaresi eklenmiş, onbeşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, onaltıncı, onsekizinci ve ondokuzuncu fıkralarında yer alan “Kurul” ibareleri “Bakanlık” şeklinde değiştirilmiş, ondokuzuncu fıkrasının ikinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş, yirminci fıkrası ile yirmibirinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Bu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen alanlara yapılan ruhsat müracaatlarının hak sağlaması hâlinde, iki ay içinde ruhsat bedeli yatırılması ve 16 ncı maddeye göre müracaatta bulunulması şartıyla ruhsat düzenlenir. Ruhsat sahasındaki bu alanlara ilişkin ilgili kurumlardan izin alınması için ruhsat sahibine bir yıl süre verilir. Bu süre içinde bu alanların izin alınamayan kısımları ruhsat sahasından taksir edilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır.”
“Maden ruhsat sahalarında, maden üretim faaliyetleri ile bu faaliyetlere dayalı ruhsat sahasındaki geçici tesisler dışındaki faaliyetler ve/veya tesisler için Bakanlığın izni olmaksızın hiçbir surette işyeri açma ve çalışma ruhsatı düzenlenemez.”
“Madencilik faaliyetleri ile Devlet ve il yolları, otoyollar, demir yolları, havaalanı, liman, baraj, enerji tesisleri, petrol, doğalgaz, jeotermal boru hatları, su isale hatları gibi kamu yararı niteliği taşıyan ya da gerçek veya tüzel kişilere ait diğer yatırımların birbirlerini engellemesi, maden işletme faaliyetinin yapılamaz hale gelmesi, yatırım için başka alternatif alanların bulunamaması durumunda, madencilik faaliyeti ve yatırımla ilgili karar, kamu yararı açısından yatırımların önceliği ve önemini tespit etmek üzere, ilgili Bakanlığın uygun görüşü alınarak Bakanlık tarafından verilir. Bakanlık tarafından alınan bu kararlar, kamu yararı kararı yerine geçer. Maden işletme faaliyetinin yapılamaz hale geldiği alanın ruhsattan taksir edilmesine veya ruhsatın iptal edilmesine Bakanlık tarafından karar verilir.”
“Yatırım çakışması işlemleri nedeniyle Bakanlıkça veya Genel Müdürlükçe herhangi bir sebeple ödenmek zorunda kalınan tutar, lehine karar verilen tarafa rücu edilir.”
“Madencilik faaliyetleri ve/veya bu faaliyetlere bağlı geçici tesisler için verilmiş izinler, temditler dahil ruhsat hukuku devam ettiği sürece geçerlidir. Ruhsatın temdit edilmesi hâlinde madencilik faaliyetleri ve/veya bu faaliyetlere bağlı geçici tesisler için verilmiş bütün izinler temdit süresi sonuna kadar hiçbir işleme gerek kalmaksızın uzatılmış sayılır.
Çevresel etki değerlendirmesi ile ilgili karar, işyeri açma ve çalışma ruhsatı, mülkiyet izni olmadan veya onüçüncü fıkraya aykırı faaliyette bulunulduğunun tespiti hâlinde 46.579 TL tutarında idari para cezası uygulanarak bu alandaki işletme faaliyetleri durdurulur. Bu ihlalleri tespit eden kamu kurum ve kuruluşu diğer ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına durumu bildirir. Bu ihlallerin ilk tespit tarihinden itibaren, ilk tespit dâhil üç yıl içinde üç kez yapıldığının tespiti hâlinde ise ruhsat iptal edilir.”
“Ruhsat sahalarında ruhsat sahipleri, madencilik faaliyetleri ve madenlerin işlenmesine yönelik faaliyetler dışında hiçbir faaliyette bulunamaz ve geçici tesisler dışında herhangi bir tesis veya alt yapı tesisi kuramaz. Ruhsat sahalarında ruhsat sahibi veya diğer gerçek veya tüzel kişiler ile kamu kurum ve kuruluşları ancak Bakanlık tarafından uygun görülmesi hâlinde ticari veya sınai faaliyette bulunabilir.
Maden ruhsat sahalarında rezerv kaybına sebebiyet verilmemesi için, arazinin vasfına bakılmaksızın ruhsat sahaları hafriyat toprağı, cüruf, inşaat yıkıntı atığı ve benzeri atıklar için döküm alanı olarak kullanılamaz, maden ruhsat sahalarına kamu kurum ve kuruluşları tarafından döküm izni verilemez. Ancak maden ruhsat sahalarında rezervin bittiğinin Genel Müdürlükçe tespiti hâlinde Genel Müdürlükçe kamu kurum ve kuruluşlarına izin verilir. Rezervin bittiğinin tespit edilememesi veya rezervin varlığının tespiti hâlinde ise Genel Müdürlüğe kamu kurum ve kuruluşları tarafından yapılan döküm izni talepleri onbeşinci fıkra kapsamında yatırım çakışması olarak değerlendirilir ve ilgili hükümlere göre sonuçlandırılır. İhalelik sahalar için de arazinin vasfına bakılmaksızın, Genel Müdürlüğün uygun görüşü alınması zorunludur. Bu fıkra hükümlerine aykırı hareket edenlere 10 uncu maddenin yedinci fıkrasında belirtilen idari para cezasının on katı tutarında idari para cezası uygulanarak bu faaliyetler durdurulur, yapılan dökümün ruhsat sahasından veya ihalelik sahadan kaldırılması için altı ay süre verilir, bu süre içerisinde kaldırılmaması hâlinde bu fıkra kapsamındaki idari para cezası iki katı olarak uygulanır. Bu işlemler valilik veya ilgili idare tarafından yerine getirilerek, yapılan masraflar 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre tahsil edilir.”
MADDE 9 – 3213 sayılı Kanunun 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasına “% 50’si” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve IV. Grup (c) bendi madenlerden altın, gümüş ve platin için ise Devlet hakkının % 40’ı” ibaresi eklenmiş ve dördüncü fıkrasında yer alan “dördüncü” ibaresi “beşinci” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 10 – 3213 sayılı Kanunun 10 uncu maddesinin birinci fıkrasında yer alan “yazılı” ibaresi madde metninden çıkarılmış, dördüncü fıkrasına “uygulanır” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve beyanlardaki hata ve noksanlıklar düzeltilinceye kadar maden üretim faaliyetleri durdurulur” ibaresi eklenmiş, beşinci, altıncı ve sekizinci fıkraları aşağıdaki şekilde, yedinci fıkrasında yer alan “engelleyen ve” ibaresi “engelleyen ve/veya” şeklinde ve aynı fıkranın üçüncü cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, dokuzuncu fıkrasında yer alan “şekilde” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve/veya haksız yere” ibaresi eklenmiş, onbirinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Gerçek dışı veya yanıltıcı beyanda bulunmak suretiyle bu Kanun hükümlerinin uygulanmasını engelleyen ve/veya haksız surette hak iktisabına sebep olan teknik elemana ve daimi nezaretçiye 1.000 TL idari para cezası uygulanır. Gerçek dışı veya yanıltıcı beyanların üç yıl içinde tekrarı hâlinde teknik elemana ve daimi nezaretçiye 5.000 TL idari para cezası uygulanarak bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır. Fiilin her tekrarında hak mahrumiyeti uygulamasına devam edilir. Uygulanan uyarı ve hak mahrumiyeti, teknik elemanın bağlı bulunduğu mesleki teşekküle bildirilir.
Daimi nezaretçi, atandığı ruhsat sahasındaki faaliyetleri düzenli bir şekilde denetleyerek tespit ve önerilerini daimi nezaretçi defterine haftada en az bir kez kaydetmek zorundadır. Bu süre içerisinde işletmede yeni bir durumun ve/veya işletme güvenliği açısından riskli bir durumun ortaya çıkması hâlinde bu hususu aynı gün deftere kaydetmesi zorunludur. Aksi takdirde daimi nezaretçiye 1.000 TL idari para cezası uygulanır. İkinci kez bu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumunda daimi nezaretçiye 5.000 TL idari para cezası uygulanarak bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır. Daimi nezaretçi defterini, daimi nezaretçi ile ruhsat sahibi veya vekili imzalar. Defterin ibraz edilmemesi, ruhsat sahibi ya da vekili tarafından imzalanmaması veya düzenli tutulmaması hâlinde, ruhsat sahibine 31.054 TL idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin ruhsat sahibi veya vekili tarafından aynı yıl içerisinde tekrarı hâlinde idari para cezası iki kat olarak uygulanır.”
“Bu Kanuna göre;
a) Ruhsatın ait olduğu grup dışında veya birden fazla bendi bulunan grupta kendi bendi dışında veya üretim hakkı olmayan madenin üretilmesi ve/veya sevk edilmesi,
b) Arama ruhsat döneminde arama faaliyetleri yapılırken zorunlu olarak maden çıkarılması veya numune alınması dışında izinsiz üretim ve/veya satış yapılması,
c) Ruhsat sahibinin kamulaştırılan alanı kamulaştırma amacı dışında kullanması ve/veya ruhsat alanını madencilik faaliyetleri dışında kullanması ve/veya kullandırması,
ç) Galeri atımı yöntemi ile patlatma yapılması,
d) Genel Müdürlükçe faaliyeti durdurulan sahalarda üretim faaliyetinde bulunulması, sahanın güvenli hale getirilmesi ile ilgili faaliyetler sonucunda üretilen madenin ve/veya faaliyetler durdurulmadan önce üretilmiş stoktaki madenin Genel Müdürlükten izin alınmadan sevk edilmesi,
e) Ruhsat sahasında yapılan üretim veya satışların beyan edilmemesi,
f) Yapılmayan üretimin Genel Müdürlüğe yapılmış olarak beyan edilmesi,
g) Arama faaliyet raporlarında yapıldığı beyan edilen asgari faaliyetlerin yapılmaması veya eksik yapılması,
ğ) Patlatma izni olmaksızın patlayıcı madde kullanılarak üretim yapılması,
h) İşletme ruhsatlarında işletme izni olmadan ve/veya işletme izin alanı dışında maden üretilmesi veya sevk edilmesi,
ı) 7 nci madde kapsamındaki gerekli izinler alınmadan ve/veya gerekli izinlerin alınmadığı alanda maden üretilmesi veya sevk edilmesi,
haksız yere hak iktisabı sayılır. Haksız yere hak iktisabına imkan veren bu hususlarla ilgili yapılmış beyanlar da gerçek dışı ve yanıltıcı beyanlar olarak kabul edilir.”
“İlk tespit tarihinden itibaren üç yıl içinde madde hükümlerinin üç kez ihlâl edildiğinin tespiti hâlinde ruhsat iptal edilir.”
“Bu Kanun kapsamında tanımlanan işlemleri yapmak üzere kurulan yetkilendirilmiş tüzel kişiler Genel Müdürlükten yetki belgesi almakla yükümlüdür. Yetkilendirilmiş tüzel kişilere yetki belgesinin verilmesi, denetimi, uyarılması, yetki belgelerinin askıya alınması ve belgenin iptal edilmesi ile ilgili usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.”
“Yetkilendirilmiş tüzel kişilere Genel Müdürlüğe vermiş oldukları her türlü bilgi, belge ve beyanın gerçek dışı veya yanıltıcı olması hâlinde 31.054 TL idari para cezası uygulanır. Bu fıkradaki ihlalin üç yıl içinde tekrarı hâlinde idari para cezası iki katı olarak uygulanır ve bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır.”
MADDE 11 – 3213 sayılı Kanunun 11 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde, “Devlet kuruluşlarından da” ibaresi “Devlet kuruluşlarından ve üniversitelerden de” şeklinde ve üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Ruhsat sahibi veya vekilinin mahallinde yapılan tetkik ve incelemelere katılmaması veya ruhsat sahibince ya da vekilince herhangi bir nedenle tetkik ve incelemelerin engellenmesi hâlinde 31.054 TL, bu fiillerden herhangi birinin tekrarı hâlinde ise iki katı tutarında idari para cezası uygulanır, mahallinde tetkik ve inceleme gerçekleştirilinceye kadar üretim faaliyetleri durdurulur.”
MADDE 12 – 3213 sayılı Kanunun 12 nci maddesinin üçüncü, dördüncü, beşinci, altıncı ve yedinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Sevk fişi olmaksızın maden sevk edildiğinin mülki idare amirlikleri, il özel idareleri, yatırım izleme ve koordinasyon başkanlıkları veya ilgili kamu kurum ve kuruluşu tarafından tespit edilmesi hâlinde, ilgili mülki idare amiri tarafından sevk edilen madene el konulur ve ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten sevk fişi olmaksızın sevk edilen miktar için söz konusu madenin ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde sevk fişi olmaksızın sevk edilen miktar için sevk edilen madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Denetim ve inceleme sonucunda, yaptığı üretim ve sevkiyatı sevk fişi ile kayıt altına almadığı veya bildirmediği tespit edilen ruhsat sahiplerine, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bildirilmeyen miktar için hesaplanacak Devlet hakkının beş katı tutarında idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde bildirilmeyen miktar için madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Ruhsatı olmadan veya başkasına ait ruhsat alanı içerisinde üretim yapıldığının tespiti hâlinde faaliyetler durdurularak üretilen madene mülki idare tarafından el konulur. Bu fiili işleyenlere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. Üretim hakkı olmayan madenin üretiminin yapıldığının tespiti hâlinde faaliyetler durdurularak üretilen madene mülki idare amirliklerince el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin, ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Hammadde üretim izni olmadan ve/veya Genel Müdürlüğe bildirilen yüklenici dışında gerçek veya tüzel kişiler tarafından üretim yapıldığının tespit edilmesi durumunda faaliyetler durdurularak üretilen hammaddeye mülki idare tarafından el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan hammaddenin kamuya ait projelerde kullanıldığının tespit edilen kısmına ocak başı satış bedeli tutarında, hammaddenin kamu kurum ve kuruluşlarınca yapılan projeler dışında kullanılan, ticarete konu edilen ve/veya satışının yapıldığı tespit edilen kısmına ise ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. Herhangi bir işleme tabi tutulmadan kullanılan hammaddeler için ocak başı satış bedeli, tüvenan hammaddenin ocak başı fiyatına göre, herhangi bir işleme tabi tutularak kullanılan hammaddeler için ise ocak başı satış bedeli işlem görmüş hammaddenin ocak başı fiyatına göre hesaplanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır ve hammadde üretim izni iptal edilir.
Ruhsatlı, ancak işletme izni olmadan aynı grupta üretim yapıldığının tespiti hâlinde, faaliyetler durdurularak üretilen madene el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin, ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.”
“Genel Müdürlük veya ilgili kamu kurum ve kuruluşları tarafından uygulanacak idari para cezasının hesaplanmasında esas alınacak ocak başı satış fiyatı, bir önceki yıl geçerli olan ocak başı satış fiyatının, ilgili yıla ilişkin olarak 4/1/1961 tarihli ve 213 sayılı Vergi Usul Kanunu uyarınca belirlenen yeniden değerleme oranında artırılması sureti ile hesaplanır.”
MADDE 13 – 3213 sayılı Kanunun 13 üncü maddesinin birinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları ile ikinci fıkrasının ikinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiş ve maddeye bağlı ekli (1) ve (2) sayılı tablolar ekte yer alan şekilde değiştirilmiştir.
“Ruhsat bedellerinin tamamının her yıl ocak ayının sonuna kadar yatırılması zorunludur. I. Grup (a) bendi maden ruhsatları hariç diğer grup madenlerin ruhsat bedelleri Genel Müdürlüğün belirlediği bankada açılacak hesaba yatırılır. Yatırılan işletme ruhsat bedelinin %50’si genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere ilgili muhasebe birimince Hazine hesabına on beş işgünü içinde aktarılır. I. Grup (a) bendi madenlerin ruhsat bedelleri ise, büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı hesabına, diğer illerde ise il özel idaresi hesabına yatırılır. Ruhsat bedelinin her yıl ocak ayının sonuna kadar tamamının yatırılmaması hâlinde yatırılmayan kısmının iki katı ruhsat bedeli olarak her yıl haziran ayının son gününe kadar yatırılması zorunludur, aksi halde ruhsat iptal edilir. Ruhsat bedellerinin yatırılması ile ilgili ruhsat sahibine ayrıca herhangi bir tebligat ve bildirim yapılmaz. İptal edilen ruhsatlar için ocak ayının sonuna kadar ödenmesi gereken ruhsat bedelinin ödenmeyen kısmı 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre takip ve tahsil edilmek üzere ilgili tahsil dairesine bildirilir. Kaynak tuzlaları, lületaşı ve oltutaşı için düzenlenen ruhsatlardan ruhsat bedeli alınmaz. Faaliyet sonrası sahanın çevre ile uyumlu hâle getirilerek 7 nci madde kapsamındaki mülkiyet izni sahiplerinden sahanın kabul edilerek teslim alındığına dair belgelerin Genel Müdürlüğe ibraz edilmesi şartı ile 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun ve bu Kanun kapsamında ruhsata ilişkin geçmiş borcunun bulunmaması hâlinde çevre ile uyum bedeli iade edilir.”
“Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları tebliğinden itibaren bir ay içinde Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına ödenir. İdari para cezalarına karşı otuz gün içinde idare mahkemelerinde dava açılabilir. Verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması takip ve tahsilatı durdurmaz. Genel Müdürlük genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere ilgili bedeli en geç on beş iş günü içerisinde Hazine hesabına aktarır. Tahakkuk eden ve ödenmeyen Devlet hakları 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre takip ve tahsil edilmek üzere ilgili tahsil dairesine bildirilir. İlgili tahsil dairesi idari para cezası tamamen tahsil edildikten itibaren en geç bir ay içerisinde durumu Genel Müdürlüğe bildirir.
I. Grup (a) bendi maden ruhsatları hariç diğer grup madenlerde ruhsat birleştirme, izin alanı değişikliği, ihale, küçük alanların ihalesi, rödövans ve devir talepleri, 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası gereğince yapılan talepler, işletme ruhsatı ve süre uzatımı taleplerinde işletme ruhsat taban bedelinin Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılması ve 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcun bulunmaması hâlinde müracaat edilir. I. Grup (a) bendi madenlerde ise işletme ruhsat taban bedelinin büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde ise il özel idaresi hesabına gelir kaydedilmek üzere yatırıldığına dair belge ve 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcun bulunmaması hâlinde müracaat edilir. Aksi takdirde bu fıkra kapsamındaki müracaatlar ruhsat taban bedelleri iade edilmeksizin reddedilir.”
“Ruhsat bedeli; arama ruhsatlarında, ekli (1) sayılı tabloda; işletme ruhsatlarında ise ekli (2) sayılı tabloda belirtilen şekilde hesaplanır.”
“Ruhsat sahiplerinin ruhsat yürürlük yazısı, ruhsat devri, rödövans sözleşmesi, izin alanı değişikliği, ruhsat birleştirme, ruhsat alanı küçültme, terk, mera tahsis değişikliği, geçici tatil, işletme izni, pasa değerlendirme, pasa döküm alanı, 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası gereğince yapılan zaruri üretim izni, kamu yararı kararı, kamulaştırma kararı ve patlayıcı madde talepleri; aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin bulunması, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında borcunun bulunmaması, ruhsat harcı, ruhsat bedeli, çevre ile uyum teminatı ve Devlet hakkı borcu olmaması, işletme izni olan işletme ruhsatlarında daimi nezaretçi atamasının yapılmış olması, yetkilendirilmiş tüzel kişi sözleşmesinin bulunması ve mevzuatın ilgili hükümleri kapsamında ibraz edilmesi gereken belgelerin tamamının eksiksiz bir şekilde ibraz edilmesi şartıyla değerlendirmeye alınır, aksi takdirde talep reddedilir. Ruhsat devir taleplerinde tahakkuk etmiş/edecek, diğer taleplerde ise tahakkuk etmiş ve son ödeme tarihi geçmiş Devlet hakkı borcu olmaması aranır.”
MADDE 14 – 3213 sayılı Kanunun 14 üncü maddesinin başlığı “Devlet hakkı” şeklinde, ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde, dördüncü fıkrasının (ç) bendinde yer alan “%4” ibaresi “%4,5” şeklinde, (e) bendinde yer alan “%2” ibaresi “%3” şeklinde ve beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, altıncı fıkrasında yer alan “ve kendi entegre tesisinde” ibaresi “entegre tesislerde” şeklinde ve “%50’si” ibaresi “%75’i” şeklinde değiştirilmiş, sekizinci fıkrasının birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş ve mevcut ikinci cümlesinde yer alan “Ayrıca, diğer madenlerden bu” ibaresi “Bu” şeklinde, dokuzuncu, onuncu, onbirinci ve onüçüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve ondördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlık” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde değiştirilmiş, fıkranın birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümleler eklenmiş ve mevcut üçüncü cümlesinde yer alan “esaslar” ibaresinden sonra gelmek üzere “Hazine ve” ibaresi eklenmiş, onbeşinci fıkrasına “indirim” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve artırım” ibaresi eklenmiş ve onaltıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, onyedinci fıkrasında yer alan “Bakanlıkça” ibaresi “Genel Müdürlükçe” şeklinde, onsekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiş ve maddeye bağlı ekli (3) sayılı tablo ekte yer alan şekilde değiştirilmiştir.
“Üretilen madenin hammadde olarak kullanılması veya satılması hâlinde, aynı pazar ortamında madenin işletmelerdeki tüvenan olarak ocak başı satışında uygulanan fiyat, ocak başı satış fiyatıdır. Madenlerden alınan Devlet hakkına esas olan emsal ocak başı satış fiyatı, bölgeler de dikkate alınarak her madene ait ayrı ayrı ve uygulandığı yıl için belirlenerek Genel Müdürlükçe ilan edilir. Ruhsat sahipleri tarafından Devlet haklarının beyanında kullanılan ocak başı satış fiyatı, Genel Müdürlükçe ilan edilen ocak başı satış fiyatından daha düşük olamaz. Bu fıkranın uygulanmasına ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.”
“Ruhsat sahibi tarafından beyan edilen ocak başı satış fiyatı Genel Müdürlük tarafından denetlenir ve eksik beyanlar tamamlattırılır. İşletme izni olan maden ruhsatlarından her yıl en az ruhsat bedeli kadar Devlet hakkı alınır. Ancak, kaynak tuzlaları, lületaşı ve oltutaşı için düzenlenen ruhsatlardan alınacak Devlet hakkında bu şart aranmaz.”
“Altın, gümüş ve platin dışındaki diğer madenler ise bu madde kapsamında belirtilen özel indirimlerin sadece birinden istifade edebilirler.”
“Bu yerlerin Devlet ormanlarına rastlaması ve Tarım ve Orman Bakanlığınca verilen iznin beş hektarı geçmemesi hâlinde, bu alandan ağaçlandırma bedeli dışında başkaca bir bedel alınmaz. Sahanın rehabilite edilerek teslim edilmesinden sonra, talep edilmesi hâlinde teslim edilen saha kadar aynı şartlarda izin verilir.
Bir ruhsat sahasında defaten verilen iznin beş hektarı geçmesi hâlinde, beş hektarı aşan kısım için orman mevzuatı hükümlerine göre fon bedelleri hariç diğer bedeller alınır.
Ruhsatın temdit edilmesi durumunda, aynı ruhsat sahası içerisinde Tarım ve Orman Bakanlığınca izin verilen sahanın beş hektarı geçmemesi hâlinde ağaçlandırma bedeli, beş hektarı geçmesi hâlinde beş hektarı aşan kısım için fon bedelleri hariç orman mevzuatı hükümlerine göre bedel alınır.”
“Ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılan Devlet hakkı tutarının;
a) Büyükşehir belediyesi olan illerde, tamamı genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere anılan muhasebe birimince Hazine hesabına on beş işgünü içinde aktarılır. Bu tutarın %50’sini, yarısı kırsalda kullanılmak kaydıyla, yatırım izleme ve koordinasyon başkanlıklarına aktarılmak üzere İçişleri Bakanlığı bütçesine ödenek eklemeye İçişleri Bakanı yetkilidir.
b) Büyükşehir belediyesi olmayan illerde ise %25’i il özel idaresi hesabına, %25’i ruhsatın bulunduğu bölgeyle sınırlı olarak altyapı yatırımlarında kullanılmak üzere, doğrudan ilgili ilçeye veya ilçelerin köylere hizmet götürme birlikleri hesabına, %50’si de genel bütçeye kaydedilmek üzere Hazine hesabına anılan muhasebe birimince on beş işgünü içinde aktarılır.”
“Kamu kurum ve kuruluşlarına ait olmayıp, bu maddenin altıncı veya yedinci fıkrası kapsamında belirtilen özel indirimlerden veya 9 uncu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen teşviklerden yararlanan ruhsatlar ile ruhsat sahiplerinin kendi çimento üretim tesisinin hammadde ihtiyacını tedarik ettiği ruhsatların, altın, gümüş ve/veya platin işletme izni olan ruhsatların ve ilgili mali mevzuat kapsamında yeminli mali müşavir tasdikine tabi olan ruhsat sahiplerinin ruhsatlarının Devlet hakkı beyan formunun yeminli mali müşavirlerin tasdiki ve ruhsat sahibinin imzası ile verilmesi zorunludur. Bu zorunluluğa uymayan Devlet hakkı beyanları verilmemiş sayılır.”
“Devlet hakkının tamamı, her yıl haziran ayının son gününe kadar ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılır.”
“Bu Kanun kapsamında ruhsat sahipleri için öngörülen idari para cezaları hammadde üretim izin belgesi ile çalışılan sahalarda faaliyeti yürüttüğü tespit edilen gerçek ya da tüzel kişiler için veya faaliyette bulunanın tespit edilememesi hâlinde ise hammadde üretim izin belgesi sahipleri için geçerlidir.”
“Hammadde üretim izni talep edilen alanın 20 kilometre yakınında Genel Müdürlükçe tespit edilen pasa, artık ve atık olması hâlinde bunlar projede kullanılır. Söz konusu pasa, artık ve atığın projede kullanılması için fiziksel ve kimyasal özelliklerinin uygun olmadığının uzman kuruluş raporu ile belgelendirilmesi hâlinde hammadde üretim izni talep edilebilir.”
MADDE 15 – 3213 sayılı Kanunun 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, üçüncü fıkrasına aşağıdaki cümle ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Ruhsat sahibi, arama ve/veya işletme ruhsatı süresince Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre hazırlanan teknik raporlar ile kaynak veya rezerv olarak bildirdiği madenlerin bulucusu sayılır. Bu hakkı talep eden ruhsat sahibine buluculuk belgesi verilir.”
“Buluculuk hakkı hesabında kullanılacak ocak başı satış fiyatı, Genel Müdürlük tarafından her yıl belirlenerek ilan edilen ve Devlet hakkı ödemelerinde esas alınan ocak başı satış fiyatından daha düşük olamaz.”
“Üçüncü kişiler, ihalelik sahalara ilişkin Genel Müdürlük ile veya ruhsat sahibi ile yaptıkları sözleşmeler kapsamında ruhsat sahasındaki görünür rezervi tespit etmeye ve/veya geliştirmeye yönelik yaptıkları faaliyetler sonucunda, tespit ettikleri ve/veya geliştirdikleri görünür rezervde pay sahibi olabilirler. Görünür rezervi geliştirme hakkına yönelik yapılan sözleşmeler Genel Müdürlüğe başvurulması hâlinde maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir.”
MADDE 16 – 3213 sayılı Kanunun 16 ncı maddesinin birinci fıkrasında yer alan “III. Grup ve” ibaresi “III. Grup,” şeklinde, “sertifikası” ibaresi “ruhsatı” şeklinde değiştirilmiş ve “arama ruhsatı” ibaresi madde metninden çıkarılmış, dördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlıkça” ibaresi “Genel Müdürlükçe” şeklinde, beşinci fıkrasında yer alan “sertifikası” ibaresi “ruhsatı” şeklinde, altıncı fıkrasının birinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve fıkraya birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümleler eklenmiştir.
“Ruhsatlar, sahibinin ruhsat bedellerini ödeyerek müracaatta bulunması ve birleştirmeye konu tüm ruhsatlarının işletme izinli olması şartıyla, düzenlenme tarihi daha eski olan ruhsatta birleştirilebilir.”
“Diğer ruhsatlar hangi aşamada olursa olsun birleştirilemez. Ancak kamu kurum ve kuruluşlarının ruhsatları hangi aşamada olursa olsun birleştirilebilir.”
MADDE 17 – 3213 sayılı Kanunun 24 üncü maddesinin birinci ve ikinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, altıncı fıkrasında yer alan “sertifikası” ibareleri “ruhsatı” şeklinde, üçüncü, dördüncü, yedinci, dokuzuncu, onuncu ve ondördüncü fıkraları aşağıdaki şekilde ve onikinci fıkrasında yer alan “50.000” ibareleri “77.632” şeklinde değiştirilmiştir.
“İşletme ruhsatı taleplerinde, I. Grup (b) bendi ve II. Grup (a) ve (c) bendi madenler için ihale bedelinin yatırılmasından itibaren iki ay içinde, diğer maden grupları için arama ruhsat süresi sonuna kadar, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun bulunmaması şartıyla Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere işletme ruhsat taban bedeli ve işletme ruhsat bedeli yatırılarak, yetkilendirilmiş tüzel kişilerce maden mühendisinin sorumluluğunda hazırlanmış işletme projesi ve bu projenin uygulanabilmesi için gerekli olan mali yeterliliğine ilişkin belgelerin ve aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğe verilmesi zorunludur. Aksi hâlde talep reddedilir ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Projedeki teknik eksiklikler iki ay içerisinde Genel Müdürlük tarafından ruhsat sahibine bildirilir, eksiklikler yapılan bildirimden itibaren üç ay içinde tamamlanır. Eksikliklerini verilen sürede tamamlamayanlara 31.054 TL idari para cezası uygulanarak süre üç ay daha uzatılır. Bu süre sonunda projedeki teknik eksiklikleri tamamlamayanların talepleri kabul edilmez ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Talebin kabul edilmemesi hâlinde yatırılan işletme ruhsatı taban bedeli iade edilmez, işletme ruhsat bedeli ise iade edilir. Taleplerin uygun görülmesi hâlinde bir ay içinde işletme ruhsatı düzenlenir.
Ruhsatların süre uzatım taleplerinde; ruhsat süresinin bitiş tarihinden en geç altı ay öncesine kadar, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun bulunmaması şartıyla Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere işletme ruhsat taban bedeli yatırılarak, yetkilendirilmiş tüzel kişilerce maden mühendisinin sorumluluğunda hazırlanmış işletme projesi ve aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğe verilmesi zorunludur. Aksi hâlde talep reddedilir ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Genel Müdürlükçe proje üzerinde veya mahallinde yapılan/yapılmış inceleme sonucunda tespit edilen, projedeki teknik eksiklikler ve süre uzatımı talebinde bulunulan ruhsata ilişkin vadesi geçmiş ruhsat harcı, ruhsat bedeli, çevre ile uyum teminatı ve Devlet hakkı gibi mali eksiklikler Genel Müdürlük tarafından ruhsat sahibine iki ay içerisinde bildirilir, eksiklikler yapılan bildirimden itibaren üç ay içinde tamamlanır. Eksikliklerini verilen sürede tamamlamayanlara 31.054 TL idari para cezası uygulanır. Ruhsat süresinin sonuna kadar eksikliklerin tamamlanmaması durumunda ruhsat süresi uzatılmaz ve bu alanlar başka bir işleme gerek kalmaksızın ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Talebin kabul edilmemesi hâlinde yatırılan işletme ruhsatı taban bedeli iade edilmez. Süre uzatım talebinin uygun görülmesi hâlinde ise en geç ruhsat süre sonundan itibaren bir ay içinde işletme ruhsatının süresi, işletme ruhsatının süresinin bitim tarihinden itibaren uzatılır. Ruhsat süresi dolan ruhsat sahalarında maden işletme faaliyetleri yapılamaz.”
“I. Grup (a) bendi madenlerin işletme ruhsat süresi beş yıldır. Diğer grup madenlerin işletme ruhsat süresi on yıldan az olmamak üzere projesine göre belirlenir. I. Grup (a) bendi ve diğer gruplardaki maden işletme ruhsatlarının süresi, sürenin bitiminden altı ay önce süre uzatma talebinin olması ve uygun bulunması hâlinde uzatılabilir. I. Grup (a) bendi maden işletme ruhsat süresini uzatma taleplerinde, işletme ruhsat bedelinin beş katından fazla olmamak üzere büyükşehir belediyesi olan illerde valilik, diğer illerde ise il özel idaresi tarafından belirlenen uzatma bedeli alınır. Süre uzatımları dahil toplam işletme ruhsat süresi I. Grup madenlerde otuz yılı, II. Grup madenlerde kırk yılı, diğer grup madenlerde ise elli yılı geçmeyecek şekilde projesine göre Genel Müdürlük tarafından belirlenir. I. Grup madenlerde otuz yıldan altmış yıla kadar, II. Grup madenlerde kırk yıldan seksen yıla kadar sürenin uzatılmasına Bakan, diğer grup madenlerde ise elli yıldan doksandokuz yıla kadar sürenin uzatılmasına Cumhurbaşkanı yetkilidir. Ruhsat süreleri, süre uzatımları dahil bu süreleri aşamaz ve süresinin sonuna gelen ruhsat alanları başka bir işleme gerek kalmaksızın ruhsat sahasındaki buluculuk ve görünür rezerv geliştirme hakkı düşürülerek ihalelik saha konumuna gelir. Kamu kurum ve kuruluşlarına ait ruhsatlarda süre sınırları uygulanmaz. Kamu kurum ve kuruluşları tarafından ihale edilen ruhsat sahalarında ruhsat süre başlangıcı hak sahibi adına ruhsatın düzenlendiği tarihtir.
Arama ruhsatlı sahalara, geçici tesis alanı ile arama süresince belirlenen görünür ve/veya muhtemel rezerv alanı üzerine, arama ruhsatının diğer kısımları taksir edilerek, işletme ruhsatı verilir. Ancak maden işletme faaliyetlerinin yapılması mümkün olmayan küçük alanlar içerecek şekilde işletme ruhsatı düzenlenemez. Maden işletme faaliyetleri yapılamayacak nitelikte küçük alanlar içerir şekilde yapılan işletme ruhsat taleplerinde bu alanlar Genel Müdürlükçe ruhsattan taksir edilir. Taksir edilen küçük alan, taksir edildiği ruhsatın mücaviri sayılmaz. İşletme ruhsatlarında, geçici tesis alanı ve görünür rezerv alanına işletme izni verilir. Muhtemel rezerv alanlarının IV. Grup maden işletme ruhsat sahalarında on yıl, diğer grup maden işletme ruhsat sahalarında beş yıl içinde Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmeyen alanlar da taksir edilir. İşletme ruhsatlarında muhtemel rezerv alanlarının Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv alanı haline getirilmesine yönelik yapılacak faaliyetlerde 17 nci maddenin dokuzuncu fıkrası hükmü uygulanır. İşletme ruhsatlarında, işletme izin alanı dışında kalan alanlarda görünür rezervin tespitine yönelik yapılacak arama faaliyetlerinde alınması gerekli izinler arama ruhsatları ile aynı hükümlere tabidir.”
“V. Grup madenlerde işletme ruhsatı süresi beş yıl olup bu süre uzatılabilir.”
“Görünür rezervi belirlenen alanlar üzerine maden işletmeciliğine engel olacak şekilde başka grup işletme ruhsatı verilemez. Ayrı ayrı üretilmesi imkanı olmayan farklı gruptaki madenler için üst üste işletme ruhsatı verilemez. Ancak farklı gruptaki ruhsat taleplerinin aynı kişiye ait olması veya talep sahiplerinin aralarında mutabakat sağladıklarını belgelemeleri hâlinde bu şart aranmaz. IV. Grup maden ruhsat sahaları üzerine V. Grup maden ruhsatı verilemez. V. Grup maden ruhsat sahalarının üzerine ise IV. Grup maden ruhsatı verilebilir. Ancak bu durumda IV. Grup maden ruhsat sahalarında yapılan madencilik faaliyetlerinde elde edilen V. Grup madenlerin V. Grup maden ruhsat sahibine IV. Grup maden ruhsat sahibi tarafından herhangi bir bedel talep edilmeksizin teslim edilmesi zorunludur. Aksi takdirde 10 uncu maddenin yedinci fıkrası ile 12 nci maddenin beşinci fıkrası kapsamında işlem tesis edilir. Ayrıca V. Grup maden ruhsatlarında, 16 ncı maddenin on birinci fıkrası kapsamında zaruri üretim ve/veya pasa değerlendirme izni verilmez.
Aynı alanda ayrı veya aynı gruplara ait ruhsat faaliyetlerinin çakışmasından dolayı, ruhsat sahipleri arasında uyuşmazlık çıkması veya kendi aralarında mutabakat sağlayamamaları hâlinde, Genel Müdürlük, projeler üzerinde ve/veya yerinde inceleme yapar. İnceleme sonucunda bu alanda ayrı ayrı çalışma imkânının tespiti hâlinde, çalışma esasları Genel Müdürlükçe belirlenir. Bu mümkün değilse öncelik hakkı esas alınarak faaliyete izin verilir.”
“Ereğli Kömür Havzasındaki taşkömürü ve 10/6/1983 tarihli ve 2840 sayılı Bor Tuzları, Trona ve Asfaltit Madenleri ile Nükleer Enerji Hammaddelerinin İşletilmesini, Linyit ve Demir Sahalarının Bazılarının İadesini Düzenleyen Kanunda sayılan bor tuzu, toryum ve uranyum madenleri ile bu ruhsatlarda birlikte işletilme zorunluluğu olan, kompleks halde bulunan madenler için bu maddede yazılı süreler uygulanmaz.”
MADDE 18 – 3213 sayılı Kanunun 30 uncu maddesinin yedinci fıkrasında yer alan “Bakanlık” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“İhalelik sahalar, ihale edilmeksizin ihtisaslaşmış Devlet kuruluşlarına Bakan onayı ile verilebilir.”
MADDE 19 – 3213 sayılı Kanunun 47 nci maddesine ikinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğünün 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun 5 inci maddesine göre maden ruhsat sahipleri ile yapmış olduğu arama ve araştırma tip sözleşmeleri maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir.”
MADDE 20 – 3213 sayılı Kanunun ek 1 inci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Türkiye Taşkömürü Kurumu ile Türkiye Kömür İşletmeleri, uhdelerinde bulunan maden ruhsatlarını işletmeye, işlettirmeye, bunları bölerek yeni ruhsat talep etmeye ve bu ruhsatları ihale etmeye yetkilidir. Bu fıkra kapsamında yapılacak ihale sonucunda Türkiye Taşkömürü Kurumu ile Türkiye Kömür İşletmeleri, ihaleyi kazananla yapacağı sözleşme hükümleri saklı kalmak kaydıyla ihale edilen sahayı devredebilir ve ihaleyi kazanan adına ruhsat düzenlenebilir. Ruhsat devrine esas olan sözleşme ilgili ruhsatın siciline şerh edilir. Genel Müdürlük bu sözleşmenin tarafı değildir. Ancak, Türkiye Taşkömürü Kurumunun halen kendisi tarafından doğrudan işletilen işletme izin alanlarında oluşturulacak ruhsatlar bu madde kapsamında ihale edilemez. Kamu kurum ve kuruluşları ruhsat sahalarındaki rödövansçılarının rödövansa konu olan kısmını ruhsat sahalarından bölerek rödövans sözleşmesinin hükümleri saklı kalmak kaydıyla rödövans sözleşmesi sona erene kadar rödövans sözleşmesini yaptığı kişiye devredebilir ve rödövansçı adına ruhsat düzenlenebilir. Ruhsat devrine esas olan rödövans sözleşmesi ilgili ruhsatın siciline şerh edilir. Genel Müdürlük bu sözleşmenin tarafı değildir. Bu fıkra kapsamında devredilmiş olan ruhsat sahalarında yapılacak madencilik faaliyetlerinden doğacak Maden Kanunu, İş Kanunu, iş sağlığı ve güvenliği ile ilgili idari, mali ve hukuki sorumluluklar ruhsatı devralana aittir.”
MADDE 21 – 3213 sayılı Kanunun ek 7 nci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlığın” ibaresi “Genel Müdürlüğün” şeklinde değiştirilmiş ve fıkraya aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Genel Müdürlük rödövans sözleşmelerinin tarafı değildir.”
MADDE 22 – 3213 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 38 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla ruhsat süresinin bitimine bir yıldan daha az süre kalan ruhsatlar için 24 üncü maddenin ikinci fıkrasında belirtilen altı aylık süre hükmü uygulanmaz.
24 üncü maddenin üçüncü fıkrasında belirtilen ruhsat sürelerini aşan şekilde temdit edilmiş ruhsatlar temdit süresi sonuna kadar geçerli olup bu ruhsatlar azami ruhsat sürelerini aşacak şekilde temdit edilemez. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihte ruhsat süresi bitmiş olup sonuçlanmamış temdit talepleri ise 24 üncü maddenin üçüncü fıkrasındaki azami ruhsat sürelerini aşacak şekilde ruhsat süresinin bitiş tarihinden itibaren beş yılı aşmayacak şekilde temdit edilebilir.
GEÇİCİ MADDE 39 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce V. Grup maden ruhsat sahaları için 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası kapsamında verilen zaruri üretim ve/veya pasa değerlendirme izinleri iptal edilir. IV. Grup madenlerin işletme izin alanlarıyla V. Grup madenlerin işletme izin alanlarının çakışması durumunda, V. Grup madenlerin işletme izin alanları taksir edilir.
GEÇİCİ MADDE 40 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatlarındaki mümkün ve muhtemel rezerv alanlarının, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren IV. Grup maden işletme ruhsat sahalarında on yıl, diğer grup maden işletme ruhsat sahalarında beş yıl içinde Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmeyen alanlar taksir edilir. Bu kapsamdaki işletme ruhsatlarında mümkün ve muhtemel rezerv alanlarının Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmesine yönelik yapılacak faaliyetlerde 17 nci maddenin dokuzuncu fıkrası hükmü uygulanır. Bu kapsamdaki işletme ruhsatlarında, işletme izin alanı dışında kalan alanlarda görünür rezervin tespitine yönelik yapılacak arama faaliyetlerinde alınması gerekli izinler arama ruhsatları ile aynı hükümlere tabidir.
GEÇİCİ MADDE 41 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatlarının maden işletme faaliyetleri yapılamayacak nitelikteki küçük alanları ruhsat sahibinin ve/veya bu alana mücavir ruhsat sahibinin talebi üzerine Genel Müdürlükçe taksir edilebilir. Bu kapsamda oluşan ihalelik sahalar taksir edildiği ruhsatın mücaviri sayılmaz.
GEÇİCİ MADDE 42 – 31/12/2019 tarihi dâhil bu tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatları için ödenmesi gereken 2020 yılı işletme ruhsat bedeli hesaplanırken, ruhsatın yürürlükte kaldığı takvim yılı sayısı (RS) bir (1) olarak alınır. 31/12/2019 tarihine kadar 6592 sayılı Kanunun 9 uncu maddesi ile değişik 13 üncü maddesi hükümleri uyarınca arama ve işletme ruhsat bedeli alınmaya devam olunur.”
MADDE 23 – 3213 sayılı Kanunun;
a) 29 uncu maddesinin sekizinci fıkrasında yer alan “Bakanlık bütçesinden” ibaresi “Genel Müdürlük bütçesinden” ve onüçüncü fıkrasında yer alan “0,5’i” ibaresi “1’i” şeklinde,
b) 32 nci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlık tarafından” ibaresi “Genel Müdürlük tarafından” şeklinde,
c) 35 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlık bütçesine” ibaresi “Genel Müdürlük bütçesine” şeklinde,
ç) 43 üncü maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “Bakanlıktan alacağı” ibaresi “Genel Müdürlükten alacağı” şeklinde, üçüncü fıkrasında yer alan “Bakanlığa” ibaresi “Genel Müdürlüğe” şeklinde,
d) 44 üncü maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “Bakanlıkça kendisine” ibaresi “Genel Müdürlükçe kendisine” şeklinde,
e) 46 ncı maddesinin birinci ve üçüncü fıkralarında yer alan “Bakanlığa müracaat” ibareleri “Genel Müdürlüğe müracaat” şeklinde, dokuzuncu fıkrasında yer alan “Bakanlıkça tespiti” ibaresi “Genel Müdürlükçe tespiti” şeklinde, onuncu fıkrasında yer alan “Bakanlığın müracaatı” ibaresi “Genel Müdürlüğün müracaatı” şeklinde,
f) Ek 15 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlıkça şerh edilmiş” ibaresi “Genel Müdürlükçe izin verilmiş” şeklinde,
değiştirilmiştir.
MADDE 24 – 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanununun 14 üncü maddesinin birinci fıkrasının (e) bendine “ölçü aletlerinin” ibaresinden sonra gelmek üzere “muayenelerinin veya” ibaresi ve fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“h) Ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapmak için Bakanlık tarafından yetkilendirilen servislerin, yetki kapsamındaki hizmetlerde ilgili kanun ve yönetmeliklere aykırı faaliyette bulunması,”
MADDE 25 – 3516 sayılı Kanunun 15 inci maddesinin birinci fıkrasının (c), (d) ve (e) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve fıkraya aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“c) Damgası kopmuş, bozulmuş, damga süresi geçmiş ölçü aletini kullanan kişiye, ölçü aletinin türüne ve kullanıldığı işin niteliğine göre beşyüz Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.
d) Yetkisiz olduğu halde, bu Kanun kapsamına giren ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapan kişiye, ikibin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir.
e) Ayarı doğru olmayan ölçü aletlerini kullanan kişiye, ölçü aletinin türüne ve kullanıldığı işin niteliğine göre ikiyüz Türk Lirasından ikibin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.”
“h) Ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapmak için Bakanlık tarafından yetkilendirilen servislerin, yetki kapsamındaki hizmetlerde ilgili kanun ve yönetmeliklere aykırı faaliyette bulunması halinde ikibin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir.
i) Uluslararası birimler sistemine göre yapılmamış olan veya bu sisteme göre imal edilmiş olmakla beraber nitelikleri bakımından bu Kanun hükümlerine uygun bulunmayan ölçü ve ölçü aletlerini ticaret maksadıyla imal eden, ithal eden, satan, satışa arz eden, satın alan veya bulunduran kişiye onbin Türk Lirasından ellibin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.
j) Damgalanmamış ölçü ve ölçü aletlerini satan, satışa arz eden veya ticari ilişkide kullanan kişiye bin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.”
MADDE 26 – 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanununun 16 ncı maddesinin birinci ve ikinci fıkraları yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 27 – 3516 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 3 – 15 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendine giren fiilleri 1/12/2018 tarihinden önce işleyenler hakkında bu bent hükümleri uygulanmaz. Bu kapsamdaki ölçü aletleri için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren doksan gün içinde periyodik muayene başvurusunda bulunanlar muayene ve damgası yapıldıktan sonra söz konusu ölçü aletlerini kullanabilir. Bu süre içinde periyodik muayene için başvuruda bulunmayanlar ise söz konusu ölçü aletini kullanamaz. Kullananlar hakkında belirtilen bent uyarınca işlem yapılır.”
MADDE 28 – 27/10/1999 tarihli ve 4458 sayılı Gümrük Kanununun 237 nci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “% 4’ü” ibaresi “%6’yı” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 29 – 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (ğ) bendinde yer alan “, bilgi işlem altyapısını sağlamak ve yürütmek” ibaresi madde metninden çıkarılmış, (h) bendinden sonra gelmek üzere aşağıdaki (ı) bendi eklenmiş, mevcut bentler buna göre teselsül ettirilmiş ve ekli (1) sayılı listede belirtilen kadro ihdas edilerek Kanuna ekli (I) sayılı cetvele eklenmiştir.
“ı) Bilgi İşlem Dairesi Başkanlığı: Kurum bilişim stratejisini hazırlamak ve uygulamak, yazılım ve donanım altyapısı dahil olmak üzere bilişim alanı ile ilgili tüm işleri yürütmek.”
MADDE 30 – 4/12/2003 tarihli ve 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin üçüncü fıkrasının ikinci cümlesinde yer alan “, bayi sayısı, depolama kapasitesi (işletme stok kapasitesi hariç) konularında sayısal büyüklüklerle sınırlama yapılmaz” ibaresi madde metninden çıkarılmış ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Kurum, lisans sahiplerinden bu Kanun kapsamındaki mali yükümlülüklerinin tahsilinde kullanmak üzere Kurulca belirlenecek hususlarda teminat mektubu talep edebilir. Teminat mektubu alınacak lisans türleri, teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.”
MADDE 31 – 5015 sayılı Kanunun 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “yarısının” ibaresi “tamamının” şeklinde, “geçiş ücreti hariç” ibaresi “geçiş ücreti dahil” şeklinde, üçüncü fıkrasında yer alan “Ras Gharib (21.5 API)” ibaresi “Arab Heavy (27.5 API)” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 32 – 5015 sayılı Kanunun 19 uncu maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 19 – Bu Kanuna veya ilgili mevzuata aykırı faaliyet gösterilmesi hâlinde sorumluları hakkında Kurulca aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Aşağıdaki hallerde iki milyon Türk Lirasından az olmamak ve on milyon Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının binde ondördü oranında idari para cezası uygulanır:
1) Rafinerici, dağıtıcı, taşıma, ihrakiye, işleme, depolama, iletim, madeni yağ üretimi ve serbest kullanıcı lisansı kapsamına giren faaliyetlerin lisans almaksızın yapılması.
2) 18 inci maddenin ihlali.
3) 4 üncü maddenin dördüncü fıkrasının (l) bendinin ihlali.
4) 8 inci maddenin ikinci fıkrasının (b) bendinin ihlali.
b) Bayilik lisansı sahipleri yönünden (a) bendinde yer alan cezaların yarısı uygulanır.
c) Ulusal marker ekleme işlemlerine nezaret etmek üzere yetki verilen bağımsız gözetim firmalarına, yükümlülüklerini yerine getirmemeleri hâlinde ulusal markere ilişkin olarak lisans sahibine (a) bendi uyarınca uygulanan cezanın dörtte biri uygulanır.
ç) Aşağıdaki hallerde bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sorumlulara, bir milyon iki yüz elli bin Türk Lirasından az olmamak ve altı milyon iki yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onikisi oranında idari para cezası uygulanır:
1) 9 uncu maddede yer alan kısıtlamalara uyulmaması (yedinci fıkra hariç).
2) 5 inci, 6 ncı ve 7 nci maddelerin ihlali.
3) Kurumca, 10 uncu madde gereği yapılan uygulamaların dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi veya engellemeye teşebbüs edilmesi.
d) Aşağıdaki hallerde sorumlulara, beş yüz elli bin Türk Lirasından az olmamak ve iki milyon yedi yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onbiri oranında idari para cezası uygulanır:
1) 4 üncü maddenin üçüncü fıkrasının ihlali.
2) Bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere 4 üncü maddenin üçüncü fıkrası ile dördüncü fıkrasının (d) ve (l) bendi dışındaki hükümlerinin ihlali.
3) Bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sahip olunan lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
4) 12 nci maddede yer alan hükümler dahilinde iletim ve depolama tesislerine erişimin dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi.
5) 17 nci maddenin ihlali.
e) Serbest kullanıcı lisansı sahiplerince (d) bendinde yer alan fiillerin işlenmesi hâlinde, elli bin Türk Lirasından az olmamak ve yüz bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde beşi oranında idari para cezası uygulanır.
f) Aşağıdaki hallerde sorumlulara yüz yirmi beş bin Türk Lirasından az olmamak ve altı yüz yirmi beş bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onu oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisans almaksızın bayilik faaliyeti yapılması.
2) 9 uncu maddenin yedinci fıkrasının ihlali.
3) 8 inci maddenin ihlali (8 inci maddenin ikinci fıkrasının (b) bendi hariç).
4) Bayilik lisansı sahiplerince lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
5) 4 üncü maddenin üçüncü fıkrası ile dördüncü fıkrasının (d) ve (l) bendi dışındaki hükümlerinin bayilik lisansı sahiplerince ihlali.
6) Bayilik lisansı sahiplerince 10 uncu maddenin ihlali.
g) Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca ulusal petrol stoğu tutma yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, tespit tarihinde eksik tutulan her bir ton ürün için iki yüz elli Türk Lirası idari para cezası verilir. Eksik tutulan stok miktarının hesabında ton küsuratı dikkate alınmaz. Bu bent kapsamında uygulanan idari para cezası, ulusal petrol stoğunun tamamlayıcı kısmının finansmanı için kullanılır.
ğ) Kurum tarafından yapılan düzenlemeler uyarınca biodizel, etanol ve benzeri harmanlama yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, eksik harmanlanan her bir metreküp ürün için iki yüz elli Türk Lirası idari para cezası uygulanır.
h) Yukarıda belirtilenlerin dışında kalan ancak bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına uymayanlara Kurumca yüz on bin Türk Lirasından az olmamak ve beş yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde sekizi oranında idari para cezası uygulanır.
Ceza uygulanan bir fiilin iki yıl geçmeden aynı kişi tarafından tekrar işlenmesi hâlinde, idari para cezaları iki kat olarak uygulanır.
Bu Kanunun 20 nci maddesi ve bu madde hükümlerine göre yürütülen idari işlemler, lisans sahibinin Kuruma bildirdiği elektronik tebligat adresine tebliğ edilir. Kuruma bildirilen elektronik tebligat adresine tebligatın zorunlu bir sebeple yapılamaması hâlinde Kuruma bildirilen adrese yapılan bildirim tebligat yerine geçer.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezaları tebliğ tarihinden itibaren bir ay içinde ödenir. Süresinde ödenmeyen idari para cezaları, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanun hükümleri gereğince tahsil edilmek üzere ilgili vergi dairesine gönderilir.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması, ilgili vergi dairesine idari para cezasına ilişkin banka teminat mektubu verilmesi durumu hariç tahsil işlemlerini durdurmaz. Teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.
Kurul, bu maddede belirtilen fiillerin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının olmaması veya tespitinin yapılamaması hâlinde, tespit edeceği akaryakıt ikmali veya satışı ve benzeri delillerden hareketle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde, hiçbir tespit yapılamaması hâlinde ise mevzuata aykırı fiili icra edenin petrol piyasası faaliyetinin emsali olabilecek petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatını esas almak suretiyle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde ceza tayininde bulunur.”
MADDE 33 – 5015 sayılı Kanunun 20 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 20 – İdari yaptırımlar; tedbirler, lisans iptalleri ve idari para cezalarından oluşur. Bu Kanuna göre idari para cezaları, tedbirler ve lisans iptallerinin uygulanması bu Kanunun diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları, alınan tedbirler ve lisans iptalleri diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
Bu Kanuna göre idari yaptırımlar aşağıdaki usulde yürütülür:
a) Lisans sahibi kişiler hakkında bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiiller için ilgilisine Kurum veya Kurumca yetkilendirilen kuruluşlar tarafından, otuz gün içerisinde aykırılığın giderilmesi, aksi halde hakkında geçici durdurma yapılabileceği ihtar edilir. Verilen ihtar süresi sonunda mevzuata aykırı durumu devam ettirenlerin ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiilin tespit tarihinden itibaren iki yıl içerisinde tekrar edilmesi hâlinde ise ihtar işlemi uygulanmaksızın ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Geçici durdurma süresince, tehlikeli eylemin veya kötüniyetin veya ürünlerde zarar oluşmasının önlenmesi ile faaliyetin durdurulmasına neden olan durumun ortadan kaldırılmasına ilişkin faaliyetler dışında hiçbir piyasa faaliyeti yapılamaz. Geçici durdurma süresi sonunda da tespit edilen aykırılıklar giderilmezse, faaliyetin durdurulmasına devam edilerek soruşturma başlatılır ve gerekli idari yaptırımlar uygulanır. Lisans iptalleri Kurumca yapılacak soruşturma neticesine göre karara bağlanır. Yapılan geçici durdurma sonrasında mevzuata aykırı durumun ortadan kalkması hâlinde geçici durdurma hali sona erdirilir.
b) Lisans sahibi kişiler hakkında, bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde, niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan fiiller ile 5607 sayılı Kanunda belirtilen akaryakıt kaçakçılığına ilişkin fiiller için ilgilisi hakkında Kurum tarafından doğrudan idari soruşturma başlatılarak gerekli yaptırımlar uygulanır. Lisans sahibinin ilgili piyasa faaliyeti niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan, kötüniyet veya tehlikeli eylem sonucunu doğuran fiilleri nedeniyle Kurumca geçici olarak durdurulabilir.
c) 5607 sayılı Kanunda belirtilen kaçakçılık fiillerinin işlendiği tespit edilen rafineri hariç her türlü tesiste lisansa tabi tüm faaliyetler kovuşturmaya yer olmadığına dair karar veya mahkeme kararı kesinleşinceye kadar Kurum tarafından geçici olarak durdurulur ve bu süre içinde söz konusu tesis için başka bir gerçek veya tüzel kişiye de lisans verilmez. Kesinleşmiş mahkeme kararına göre lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Lisans sahibine verilen idari para cezası ödenmeden lisansa konu tesis için lisans verilmez.
ç) Kaçakçılık fiilinin sadece ulusal marker seviyesi ile ilgili olması durumunda, geçici durdurma kararı akredite laboratuvar analiz sonucuna göre verilir. Akredite laboratuvar analiz sonucunun bildirilmesine kadar kaçak akaryakıt satışını engelleyecek idari tedbirler Kurum tarafından alınır. Seyyar kontrol cihazı ile yapılan ulusal marker kontrol sonucunun geçersiz çıkması hâlinde, alınan numune en geç beş iş günü içinde laboratuvara teslim edilir. Laboratuvar, yapılması istenilen analizleri numune özellikleri değişime uğramadan onbeş gün içinde yapar ve sonucunu en geç üç iş günü içinde Kuruma ve ilgililerine bildirir.
d) Lisans almaksızın lisansa tabi bir faaliyet gösterildiğinin tespiti hâlinde, tesisler, lisans alınıncaya veya bu Kanuna göre lisans gerektirmeyen faaliyet gösterecek hale getirilinceye kadar mühürlenir ve ilgililer hakkında soruşturma başlatılır. Mühürlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
e) Bu Kanuna göre yapılan talep veya işlemlerde, kanuna karşı hile veya yalan beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde lisans iptal olunur.
f) Kaçak ürün ikmal edenlerin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan ürün ikmal edenler zararı tazmin etmekle yükümlüdür. Teknik düzenlemelere uygun olmayan akaryakıt ikmali nedeniyle kullanıcıya verilen zarar ve hasarların tazmini hususu, lisans sahibi gerçek ve tüzel kişilerin lisanslarında ve sözleşmelerinde yer alır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar çıkarılan yönetmelikle belirlenir.
Mühürlemeye rağmen, faaliyetlerini sürdüren gerçek kişiler ile tüzel kişilerin suçun işlenişine iştirak eden yetkilileri hakkında, 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununun 203 üncü maddesi hükümleri uygulanır.”
MADDE 34 – 5015 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 6 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurulca idari para cezası verilmemiş olan ve Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı bulunan fiiller için, 20 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen ihtar yapıldıktan sonra sonucuna göre gerekirse idari soruşturma başlatılarak yaptırımlar uygulanır. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisansı sonlandırılan veya iptal edilenler hakkında düzeltme imkânı bulunan fiiller için herhangi bir idari işlem tesis edilmez.
Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurul kararına bağlanmış ancak tahsilatı tamamlanmamış olan idari para cezaları, işlenen fiil için bu Kanunla birlikte daha düşük bir idari para cezası uygulanmasının öngörülmesi hâlinde, ilgili vergi dairesince 19 uncu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan asgari maktu hadden tahsil edilir. Kısmen veya tamamen tahsil edilen idari para cezaları iade edilmez.
GEÇİCİ MADDE 7 – 20 nci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi, 11/4/2013 tarihinden önce kira sözleşmesi veya benzeri şekilde kullanım hakkı devredilmiş ve devralan adına lisanslandırılmış tesislerde, bu lisans süresince 5607 sayılı Kanunda belirtilen kaçakçılık fiillerinin işlenmesi durumunda, belirtilen tarihten önce kullanım hakkını devreden ayni hak sahiplerinin, söz konusu fiillerden dolayı şüpheli, sanık veya hükümlü olmaması kaydıyla ve bu maddenin yürürlük tarihinden itibaren üç ay içinde Kuruma yeni lisans için başvurulması hâlinde, söz konusu tesis için uygulanmaz. Varsa mevcut geçici durdurma hali ancak yeni lisans verilmesi durumunda kaldırılır.”
MADDE 35 – 2/3/2005 tarihli ve 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun 16 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 16 – Bu Kanuna veya ilgili mevzuata aykırı faaliyet gösterilmesi hâlinde sorumluları hakkında Kurulca aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Aşağıdaki hallerde otogaz bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sorumlulara, beşyüzbin Türk Lirasından az olmamak ve onmilyon Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde ondördü oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisansa tabi faaliyetlerin lisans alınmaksızın yapılması.
2) 4 üncü maddenin son fıkrasının ihlali.
b) Aşağıdaki hallerde sorumlulara ikiyüzellibin Türk Lirasından az olmamak ve ikimilyonyediyüzellibin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onikisi oranında idari para cezası uygulanır:
1) Dördüncü fıkrasının (ç), (h) ve (ı) bentleri ile son fıkrası hariç 4 üncü madde hükümlerinin ihlali.
2) Otogaz bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sahip olunan lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
3) Dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentleri hariç 5 inci ve 6 ncı maddenin ihlali.
4) 10 uncu madde gereği Kurum tarafından yapılan uygulamaların dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi veya engellemeye teşebbüs edilmesi.
c) Aşağıdaki hallerde sorumlulara yüzbin Türk Lirasından az olmamak ve beşyüzbin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onbiri oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisans alınmaksızın bayilik faaliyetinin yapılması.
2) Otogaz bayilik lisansı sahiplerince lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
3) İkinci fıkrasının (4) numaralı bendi hariç 7 nci maddenin ihlali.
4) Otogaz bayilik lisansı sahiplerince 10 uncu maddenin ihlali.
5) 13 üncü, 14 üncü ve 15 inci madde hükümlerinin ihlali.
6) Dördüncü fıkrasının (ç), (h) ve (ı) bentleri ile son fıkrası hariç 4 üncü madde hükümlerinin otogaz bayilik lisansı sahiplerince ihlali.
ç) 7 nci maddenin ikinci fıkrasının (4) numaralı bendinin ihlali hâlinde otogaz bayilik lisansı sahiplerine yüzbin Türk Lirasından az olmamak ve beşyüzbin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onu oranında idari para cezası uygulanır.
d) 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununun 16 ncı maddesi uyarınca ulusal petrol stoğu tutma yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, tespit tarihinde eksik tutulan her bir ton ürün için ikiyüzelli Türk Lirası idari para cezası verilir. Eksik tutulan stok miktarının hesabında ton küsuratı dikkate alınmaz. Bu bent kapsamında uygulanan idari para cezası, ulusal petrol stoğunun tamamlayıcı kısmının finansmanı için kullanılır.
Yukarıda belirtilenlerin dışında kalan ancak bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına uymayanlara Kurumca onbin Türk Lirasından az olmamak ve ellibin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde sekizi oranında idari para cezası uygulanır.
Ancak, 5 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentlerinin ihlali veya LPG tesislerinin ve tüplerinin teknik düzenlemelere aykırılığının tespiti hâlinde bu Kanun hükümleri uygulanmaz. 5 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentlerinin ihlali veya LPG tesislerinin ve tüplerinin teknik düzenlemelere aykırılığının tespiti hâlinde konu ile ilgili diğer kanun hükümleri yetkili idareler tarafından uygulanır.
Lisansa tabi olmayan faaliyetleri yürüten ve bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuata, Kurul kararlarına uymayanlar hakkında bu madde hükümleri uygulanmaz. Söz konusu kişiler hakkında diğer mevzuat hükümleri kapsamında yetkili idareler tarafından gerekli yaptırımlar uygulanır.
Ceza uygulanan bir fiilin iki yıl geçmeden aynı kişi tarafından tekrar işlenmesi hâlinde idari para cezaları iki kat olarak uygulanır.
Bu Kanunun 17 nci maddesi ve bu madde hükümlerine göre yürütülen idari işlemler, lisans sahibinin Kuruma bildirdiği elektronik tebligat adresine tebliğ edilir. Kuruma bildirilen elektronik tebligat adresine tebligatın zorunlu bir sebeple yapılamaması hâlinde Kuruma bildirilen adrese yapılan bildirim tebligat yerine geçer.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezaları tebliğ tarihinden itibaren bir ay içinde ödenir. Süresinde ödenmeyen idari para cezaları, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanun hükümleri gereğince tahsil edilmek üzere ilgili vergi dairesine gönderilir.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması, ilgili vergi dairesine idari para cezasına ilişkin banka teminat mektubu verilmesi durumu hariç tahsil işlemlerini durdurmaz. Teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.
Kurul, bu maddede belirtilen fiillerin icra edildiği tesiste bir önceki yılda lisansa konu LPG piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının olmaması veya tespitinin yapılamaması hâlinde, tespit edeceği LPG ikmali veya satışı ve benzeri delillerden hareketle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili fıkralarında belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde, hiçbir tespit yapılamaması hâlinde ise mevzuata aykırı fiili icra edenin LPG piyasası faaliyetinin emsali olabilecek LPG piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatını esas almak suretiyle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili yerlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde ceza tayininde bulunur.”
MADDE 36 – 5307 sayılı Kanunun 17 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“İdari yaptırımlar
MADDE 17 – İdari yaptırımlar; tedbirler, lisans iptalleri ve idari para cezalarından oluşur. Bu Kanuna göre idari para cezaları, tedbirler ve lisans iptallerinin uygulanması bu Kanunun diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları, alınan tedbirler ve lisans iptalleri diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
Bu Kanuna göre idari yaptırımlar aşağıdaki usulde yürütülür:
a) Lisans sahibi kişiler hakkında bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiiller için ilgilisine Kurum veya Kurumca yetkilendirilen kuruluşlar tarafından, otuz gün içerisinde aykırılığın giderilmesi, aksi halde hakkında geçici durdurma yapılabileceği ihtar edilir. Verilen ihtar süresi sonunda mevzuata aykırı durumu devam ettirenlerin ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiilin tespit tarihinden itibaren iki yıl içerisinde tekrar edilmesi hâlinde ise ihtar işlemi uygulanmaksızın ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Geçici durdurma süresince, tehlikeli eylemin veya kötüniyetin veya ürünlerde zarar oluşmasının önlenmesi ile faaliyetin durdurulmasına neden olan durumun ortadan kaldırılmasına ilişkin faaliyetler dışında hiçbir piyasa faaliyeti yapılamaz. Geçici durdurma süresi sonunda da tespit edilen aykırılıklar giderilmezse, faaliyetin durdurulmasına devam edilerek soruşturma başlatılır ve gerekli idari yaptırımlar uygulanır. Lisans iptalleri Kurumca yapılacak soruşturma neticesine göre karara bağlanır. Yapılan geçici durdurma sonrasında mevzuata aykırı durumun ortadan kalkması hâlinde geçici durdurma hali sona erdirilir.
b) Lisans sahibi kişiler hakkında, bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan fiiller ile 21/3/2007 tarihli ve 5607 sayılı Kaçakçılıkla Mücadele Kanununda belirtilen akaryakıt kaçakçılığına ilişkin fiiller için ilgilisi hakkında Kurum tarafından doğrudan idari soruşturma başlatılarak gerekli yaptırımlar uygulanır. Lisans sahibinin ilgili piyasa faaliyeti, niteliği itibarıyla düzeltme imkanı olmayan, kötüniyet veya tehlikeli eylem sonucunu doğuran fiilleri nedeniyle Kurumca geçici olarak durdurulabilir.
c) Lisans almaksızın lisansa tabi bir faaliyet gösterildiğinin tespiti hâlinde, tesisler, lisans alınıncaya veya bu Kanuna göre lisans gerektirmeyen faaliyet gösterecek hale getirilinceye kadar mühürlenir ve ilgililer hakkında soruşturma başlatılır. Mühürlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
ç) Bu Kanuna göre yapılan talep veya işlemlerde, kanuna karşı hile veya yalan beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde lisans iptal olunur.
d) Kaçak LPG ile piyasa faaliyetinde bulunan lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG’yi piyasa faaliyetine konu etme fiilini, lisans süresince, aynı lisansla beş defa işleyen lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG ikmali nedeniyle kullanıcıya verilen zarar ve hasarların tazmini hususu, kullanıcıların muhatap olduğu lisans sahibi gerçek veya tüzel kişilerin lisanslarında ve sözleşmelerinde yer alır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.
Mühürlemeye rağmen, faaliyetlerini sürdüren gerçek kişiler ile tüzel kişilerin suçun işlenişine iştirak eden yetkilileri hakkında, 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununun 203 üncü maddesi hükümleri uygulanır.”
MADDE 37 – 5307 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 8 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurulca idari para cezası verilmemiş olan ve Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı bulunan fiiller için, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen ihtar yapıldıktan sonra sonucuna göre gerekirse idari soruşturma başlatılarak yaptırımlar uygulanır. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisansı sonlandırılan veya iptal edilenler hakkında düzeltme imkânı bulunan fiiller için herhangi bir idari işlem tesis edilmez.
Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurul kararına bağlanmış ancak tahsilatı tamamlanmamış olan idari para cezaları, işlenen fiil için bu Kanunla birlikte daha düşük bir idari para cezası uygulanmasının öngörülmesi hâlinde, ilgili vergi dairesince 16 ncı maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan asgari maktu hadden tahsil edilir. Kısmen veya tamamen tahsil edilen idari para cezaları iade edilmez.”
MADDE 38 – 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinin beşinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Tamamı yenilenebilir olmak üzere birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan üretim tesislerinde üretilerek sisteme verilen net enerji miktarının YEK Destekleme Mekanizmasından faydalanmasına ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 39 – 5346 sayılı Kanunun 6/C maddesine birinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim lisansları için bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten sonra 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesi kapsamında yapılacak kapasite artışı lisans tadili EPDK tarafından uygun görülenler söz konusu kapasite artışı için YEK Destekleme Mekanizmasından yararlanamaz. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
İkinci fıkra kapsamında işletmeye alınan kapasite için 4628 sayılı Kanun ve 6446 sayılı Kanun uyarınca ödenmesi taahhüt edilen katkı payı veya katılım bedeli ödeme zorunluluğunu ortadan kaldırmaz.”
MADDE 40 – 18/4/2007 tarihli ve 5627 sayılı Enerji Verimliliği Kanununun 5 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinin (2) numaralı alt bendinde yer alan “üç” ibaresi “beş” şeklinde ve alt bendin üçüncü cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Şirketler, Bakanlık tarafından belirlenen yetki belgesi bedelini yetkilendirme anlaşması yaptıkları kurum veya kuruluşa öder.”
MADDE 41 – 5627 sayılı Kanunun 8 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinin (1) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, fıkranın (b) bendinin (1) numaralı alt bendinde yer alan “yüzbin” ibaresi “ikiyüzbin” şeklinde değiştirilmiş, alt bende aşağıdaki cümle eklenmiş ve fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“1) Endüstriyel işletmeler tarafından Genel Müdürlüğe sunulan ve Bakanlık tarafından onaylanan projesinde belirlenmiş bedelleri en fazla birmilyon Türk Lirası olan uygulama projeleri bedellerinin en fazla yüzde yirmisi oranında desteklenir. Cumhurbaşkanı kararı ile proje bedeli limiti en fazla beş katına kadar, destek oranı ise en fazla iki katına kadar artırılabilir.”
“Cumhurbaşkanı kararı ile destek miktarı en fazla beş katına kadar, enerji gideri oranı ise en fazla iki katına kadar artırılabilir.”
“d) Yıllık toplam enerji tüketimleri beşyüz TEP ile bin TEP arasında olan işletmeler, bu Kanun kapsamında endüstriyel işletmeler için tanımlanan yükümlülükleri sağlamak kaydıyla birinci fıkranın (a) ve (b) bentlerindeki desteklere başvurabilirler.”
MADDE 42 – 18/4/2007 tarihli ve 5627 sayılı Enerji Verimliliği Kanununun 11 inci maddesinin birinci fıkrasının (c) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 43 – 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (b) bendinde yer alan “beş” ibaresi “sekiz” şeklinde, yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(7) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla alınan lisanslar ve/veya bu lisanslar kapsamındaki tesisler için lisanslarında belirlenen sahaların dışına çıkılmaması ve TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketinden alınan tadil kapsamındaki bağlantı görüşünün olumlu olması hâlinde kapasite artışı, modernizasyon, yenileme yatırımları ve tadilatlara izin verilir.”
“(8) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri ile üretim faaliyetinde bulunacak tüzel kişilerin ön lisans ve lisanslarının verilmesi, tadili, sona erdirilmesi, iptali, süreleri, süre uzatımı, yenilenmesi ve lisans kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin askıya alınması ile bu tüzel kişilerin piyasa faaliyetlerine ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 44 – 6446 sayılı Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“EK MADDE 2- (1) 31/8/1956 tarihli ve 6831 sayılı Orman Kanunu kapsamındaki Devlet ormanları ile 9/8/1983 tarihli ve 2873 sayılı Milli Parklar Kanunu kapsamındaki alanlarda yapılacak olan, enerji iletim/dağıtım tesislerinin emniyet alanları içinde kalan sahalar ile bu tesislerin yapımı, bakımı, onarımı ve ulaşımı için gerekli olan alanların ilgili mevzuata göre alınması gereken izin ve işlemleri, müracaat tarihinden itibaren, ilgili kurum ve kuruluşlar tarafından altmış gün içinde sonuçlandırılır. Alınması gereken arazi izin bedeli başkaca bir indirim yoksa %50 indirimli uygulanır.
(2) Kırkdokuz yıllık kesin izin süresi sonunda, yükümlülüklerinin tamamını yerine getirmiş, taahhüt senetlerine uygunluk sağlamış enerji üretim/iletim/dağıtım tesislerine ait izin ve işlemleri, talep edilmesi hâlinde son ödenen arazi izin bedeli 4/1/1961 tarihli ve 213 sayılı Vergi Usul Kanunu uyarınca belirlenen yeniden değerleme oranında artırılmak sureti ile doksandokuz yıla kadar uzatılır.
(3) 1/1/2018 tarihinden önce orman vasfındaki sahalarda tesis edilmesine rağmen 6831 sayılı Kanun ve 2873 sayılı Kanun kapsamında orman izin işlemleri tamamlanmamış olan enerji üretim/iletim/dağıtım tesisleri, bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde ilgili mevzuat hükümleri kapsamında başvuru tarihindeki tüm bedeller ödenerek izinli hale getirilir. Bu izinler için geçmiş yıllara ait herhangi bir bedel alınmaz.”
MADDE 45 – 2/7/2018 tarihli ve 702 sayılı Nükleer Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri ile Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun Hükmünde Kararnamenin 4 üncü maddesinin dokuzuncu fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(9) Yetkilendirilen tüzel kişiler, tesisi oluşturan yapı, sistem ve bileşenlerin inşa, imalat ve montaj süreçleri ile saha araştırmalarının denetimine yönelik olarak, Kurum tarafından yetkilendirilen özel hukuk tüzel kişilerinden Kurumun belirlediği usul ve esaslar kapsamında ayrıca denetim hizmeti alır. Yetkilendirilen kişinin bu fıkra kapsamındaki denetim faaliyetlerine ve denetçilere ilişkin sorumlulukları Kurum tarafından yönetmelikle belirlenir.”
“(17) Yetkilendirilen kişi, bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamındaki mali yükümlülükleri yerine getirir.
(18) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında denetime tabi olanlar ile bunların yetkili personeli, Kurum denetçilerinin ve Kurum tarafından görevlendirilen kişilerin görevlerini serbestçe ve zamanında yerine getirebilmeleri için gerekli şartları sağlamakla ve koruyucu güvenlik tedbirlerini almakla yükümlüdür.
(19) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında denetime tabi olanlar ile bunların yetkili personeli, nükleer güvence denetimi ile ilgili uluslararası yükümlülükler uyarınca Uluslararası Atom Enerjisi Ajansının Türkiye Cumhuriyeti tarafından onaylanmış denetçileri tarafından yapılan denetimlerde, ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülüklerini yerine getirir.”
MADDE 46 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin Üçüncü Bölüm başlığı “Yetkilendirme, Denetim, Ceza Hükümleri ve İdari Yaptırımlar ile Koordinasyon” şeklinde değiştirilmiş ve 4 üncü maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki madde eklenmiştir.
“Ceza hükümleri ve idari yaptırımlar
MADDE 4/A- (1) Bu fıkrada sayılan fiilleri işleyenlere aşağıdaki cezalar uygulanır:
a) Nükleer tesis, radyasyon tesisi veya radyoaktif atık tesisini geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletenler dört yıldan sekiz yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile, radyasyon uygulamalarını geçerli bir lisansa sahip olmaksızın yürütenler bir yıldan dört yıla kadar hapis ve bin gün adli para cezası ile, Kurumdan izin alınması gereken faaliyetleri geçerli izne sahip olmaksızın yürütenler iki yıldan beş yıla kadar hapis ve üçbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
b) Faaliyete ilişkin yükümlülükleri sona ermeden, faaliyetin yürütüldüğü yeri veya tesisi, nükleer maddeyi, radyoaktif kaynağı veya radyoaktif atığı sahipsiz kalacak şekilde terk edenler üç yıldan sekiz yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
c) Nükleer madde, radyoaktif kaynak ve radyoaktif atıkları; zimmet, yağma, hırsızlık, dolandırıcılık suçları veya başka bir hukuka aykırı davranış ile elde eden kişiler fiil daha ağır bir cezayı gerektiren ayrı bir suç teşkil etmediği takdirde beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
ç) Nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıkların kaybolmasına, çalınmasına veya yetkisiz kişilerin eline geçmesine ihmal göstererek veya dikkat ve özen yükümlülüğüne aykırı olarak neden olan kişiler, iki yıldan beş yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
d) 6 ncı maddenin ikinci fıkrasında belirtilen istisnalar dışında radyoaktif atıklar veya kullanılmış yakıtları Türkiye Cumhuriyeti sınırları içerisine sokan kişiler beş yıldan on yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
e) Nükleer tesisler, radyasyon tesisleri, radyoaktif atık tesisleri ile nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıklara karşı yetkisiz müdahalede bulunan, sabote eden, saldıran veya zarar veren kişiler beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
f) Nükleer tesisler, radyasyon tesisleri, radyoaktif atık tesisleri ile nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıklara ilişkin yazılımlara karşı yetkisiz müdahalede bulunan, sabote eden, saldıran veya zarar veren kişiler beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
g) Nükleer tesis, radyasyon tesisi veya radyoaktif atık tesisini cebir veya tehdit kullanarak ya da hukuka aykırı başka bir davranışla ele geçiren, zapteden veya kontrolü altına alan kişiler oniki yıldan yirmi yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
ğ) Nükleer silah ya da nükleer veya radyolojik patlayıcı cihaz imal eden, radyoaktif maddeleri bu amaçla bulunduran, ticaretini yapan veya kullanan veya kullanımını yaygınlaştıran kişiler yirmibeş yıldan otuz yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
h) Bu fıkrada sayılan fiillerin gerçek veya tüzel kişiyi, uluslararası bir örgütü veya bir devleti bir eylemi yapmaya veya yapmaktan kaçınmaya zorlamak amacıyla gerçekleştirilmesi hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından iki katına kadar artırılır.
ı) Bu fıkrada sayılan fiillerin bir örgüt faaliyeti çerçevesinde işlenmesi hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından bir katına kadar artırılır.
i) Bu fıkrada sayılan fiillerin işlenmesiyle herhangi bir kişinin sağlığının ciddi bir biçimde bozulmasına, ölümüne veya mülke veya çevreye karşı önemli zarara sebebiyet verilmesi durumunda verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından bir katına kadar artırılır.
j) Radyoaktif maddelerin 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununda düzenlenen kasten öldürme, kasten yaralama, çevrenin kasten kirletilmesi suçlarının işlenmesinde kullanılması hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından iki katına kadar artırılır.
k) Kurum adına denetimle görevli kişilerin görevlerini yapmasını engellemek amacıyla cebir veya tehdit kullanan kişiler fiil daha ağır bir cezayı gerektiren ayrı bir suç teşkil etmediği takdirde 5237 sayılı Kanunun 265 inci maddesi uyarınca cezalandırılır.
(2) Bu fıkrada sayılan fiillerin tespit edilmesi durumunda Kurum tarafından aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Bir nükleer tesisin geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletilmesi durumunda tesisin niteliği Kurum tarafından yönetmelikle belirlenmek suretiyle bir milyon beş yüz bin ila yetmiş beş milyon Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesislerinin geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletilmesi durumunda yedi yüz elli bin ila yedi milyon beş yüz bin Türk Lirası, radyasyon uygulamalarının geçerli bir lisansa sahip olmaksızın yürütülmesi durumunda on beş bin ila yüz elli bin Türk Lirası.
b) İzin veya onay alınması gereken faaliyetlerden tesislere ilişkin olanların izin veya onay alınmaksızın yürütülmesi durumunda yetmiş beş bin ila üç yüz elli bin Türk Lirası, yetki belgesi alınması gereken faaliyetlerin yetki belgesi alınmaksızın yürütülmesi hâlinde iki bin ila yetmiş beş bin Türk Lirası.
c) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında nükleer tesislere ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde yüz elli bin ila bir milyon beş yüz bin Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesislerine ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde yetmiş beş bin ila üç yüz elli bin Türk Lirası, diğer faaliyetlere ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde iki bin ila on beş bin Türk Lirası.
ç) Yetkilendirme için yapılan başvurularda veya yetkilendirme yapıldıktan sonra, yetkilendirilen kişi tarafından Kuruma gerçeğe aykırı belge sunulması veya yanıltıcı bilgi verilmesi veya yetkilendirme yapılmasını etkileyecek yetki koşullarındaki değişikliklerin bildirilmemesi hâlinde, ceza hükümleri saklı kalmak kaydıyla, nükleer tesisler için yetkilendirilen kişiye bir milyon beş yüz bin ila yetmiş beş milyon Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesisleri için yedi yüz elli bin ila yedi milyon beş yüz bin Türk Lirası, diğer faaliyetler için on beş bin ila yüz elli bin Türk Lirası.
d) Bu fıkra uyarınca uygulanan idari para cezalarına ek olarak aykırılıkların giderilmesi için Kurum tarafından ilgili kişiye uygun bir süre verilir. Aykırılıkların verilen süre içerisinde giderilmemesi hâlinde idari para cezaları, her defasında bir önceki cezanın iki katı tutarında uygulanır. Gerçek dışı belgenin, yanıltıcı bilginin veya yetki koşullarındaki değişikliğin yetkilendirmeye esas teşkil etmesi ve düzeltilmesinin mümkün olmadığının tespit edilmesi hâlinde ise idari para cezasına ek olarak yetki askıya alınır, kısıtlanır veya iptal edilir.
(3) İkinci fıkrada sayılan fiillerin halk veya çevre sağlığına ve güvenliğine tehdit oluşturacak şekilde tahribata yol açtığının tespit edilmesi hâlinde uygulanacak idari para cezası bir kat artırılır. Kurum, para cezasına ek olarak, fiillerin halk ve çevre üzerinde oluşturduğu riskin devamı süresince lisans veya izni kısıtlayabilir, askıya alabilir. Kurum, fiillerin halk ve çevre üzerinde oluşturduğu riskin ağırlığına göre lisans veya izni iptal edebilir.
(4) Verilen idari para cezaları, tebliğinden itibaren bir ay içerisinde ödenir. İdari para cezalarına karşı otuz gün içerisinde idare mahkemelerinde dava açılabilir. Verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması takip ve tahsilatı durdurmaz.
(5) Beş yıl içinde ikinci fıkranın uygulanmasını gerektirir fiillerin tekrarı hâlinde her bir fiil için idari para cezası bir kat artırılarak uygulanır.
(6) Para cezası uygulanması, idari para cezası verilen yetkilendirilen kişilerin güvenlik ve emniyet tedbirlerini alma yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz.
(7) Kurum, gerek gördüğü hallerde, nükleer madde, radyoaktif kaynak ve radyoaktif atıkların güvenlik ve emniyetinin sağlanması için masrafı yetkilendirilen kişiye ait olmak üzere, alıkoyma ve taşıma da dâhil olmak üzere gereken tedbirleri alabilir veya aldırabilir.
(8) Bu Kanun Hükmünde Kararnameye göre idari para cezalarının veya idari yaptırımların uygulanması, bu Kanun Hükmünde Kararnamenin diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanun Hükmünde Kararnameye göre verilen cezalar ve alınan tedbirler diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
(9) Bu madde kapsamında uygulanacak idari yaptırımlara ilişkin uygulama esasları; fiilin icraî veya ihmâlî davranışla işlenmesi, kusurun derecesi, ihlal edilen menfaatin ağırlığı, ihlal edenin ekonomik durumu gibi hususlar dikkate alınarak Kurum tarafından belirlenir.
(10) Bu madde uyarınca uygulanacak idari yaptırımlar hakkında bu Kanun Hükmünde Kararnamede hüküm bulunmayan hallerde 30/3/2005 tarihli ve 5326 sayılı Kabahatler Kanunu hükümleri uygulanır.
(11) İdari yaptırımlar hakkında karar vermek, idari yaptırımları uygulamak ve idari yaptırımların uygulanması için ilgili mercilerden talepte bulunmak hususlarında Kurul yetkilidir.”
MADDE 47 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin 6 ncı maddesinin sekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(8) Türkiye Cumhuriyeti egemenlik alanı içinde nükleer santral işletenler ile nükleer santral dışındaki tesis ve uygulamalarda radyoaktif atık üreten kişiler onbirinci fıkra uyarınca belirlenecek tutarda radyoaktif atık yönetimi ve işletmeden çıkarma özel hesaplarına ayrı ayrı ödeme yapar. Özel hesaplar adına tahsil edilen gelirler amacı dışında kullanılamaz.”
MADDE 48 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin 7 nci maddesinin onaltıncı fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “on ikinci” ve beşinci cümlesinde yer alan “on dokuzuncu” ibareleri “on birinci” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 49 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin geçici 2 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “görev yapan personel ise” ibaresinden sonra gelmek üzere “31/12/2021 tarihine kadar” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 50 – Bu Kanunun;
a) 13 üncü maddesiyle değiştirilen 3213 sayılı Kanunun 13 üncü maddesinin ikinci fıkrasında yapılan değişiklik ile maddeye bağlı ekli (1) ve (2) sayılı tablolara ilişkin değişiklikler ve 22 nci maddesiyle 3213 sayılı Kanuna eklenen geçici 42 nci madde 31/12/2019 tarihinde,
b) 14 üncü maddesiyle değiştirilen 3213 sayılı Kanunun 14 üncü maddesine bağlı ekli (3) sayılı tabloya ilişkin değişiklik 1/1/2019 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde,
c) Diğer maddeleri yayımı tarihinde,
yürürlüğe girer.
MADDE 51 – Bu Kanun hükümlerini Cumhurbaşkanı yürütür. | MADEN KANUNU İLE BAZI KANUNLARDA VE KANUN HÜKMÜNDE
KARARNAMEDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KANUN
Kanun No. 7164 Kabul Tarihi: 14/2/2019
MADDE 1 – 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun ek 1 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “arama ve araştırma” ibaresi “arama, araştırma ve işletme” şeklinde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Bu madde kapsamında kurulan şirketler özel hukuk hükümlerine tabi olup 10/2/1954 tarihli ve 6245 sayılı Harcırah Kanunu, 5/1/1961 tarihli ve 237 sayılı Taşıt Kanunu, 8/9/1983 tarihli ve 2886 sayılı Devlet İhale Kanunu, 8/6/1984 tarihli ve 233 sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Hakkında Kanun Hükmünde Kararname, 22/1/1990 tarihli ve 399 sayılı Kamu İktisadi Teşebbüsleri Personel Rejiminin Düzenlenmesi Ve 233 Sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin Bazı Maddelerinin Yürürlükten Kaldırılmasına Dair Kanun Hükmünde Kararname, 18/5/1994 tarihli ve 527 sayılı Memurlar ve Diğer Kamu Görevlileri ile İlgili Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun Hükmünde Kararname, 4/7/2001 tarihli ve 631 sayılı Memurlar ve Diğer Kamu Görevlilerinin Mali ve Sosyal Haklarında Düzenlemeler ile Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun Hükmünde Kararname ile bunların ek ve değişikliklerine ilişkin hükümler ile kamu kurum ve kuruluşlarına personel alınmasına dair ilgili mevzuat hükümleri, şirketler veya ortak olduğu şirketler ile bunların iş ve işlemleri hakkında uygulanmaz. Şirketlerin faaliyetleri iş mevzuatı hükümlerine göre istihdam edilen personel eliyle yürütülür.
Kamu kurum ve kuruluşlarında çalışanlar bu madde kapsamında kurulan şirketlerin talebi, kendilerinin ve kurumlarının muvafakati ile şirketlerde istihdam edilebilir. Bunların kurumlarıyla olan ilişkileri iş akdinin yapılmasıyla son bulur. Bunlara verilecek ücret ile diğer malî ve sosyal haklar yapılacak iş akdi ile belirlenir. Bu şekilde istihdam edilenler, şirketteki görevlerinin sona ermesinden itibaren altı ay içerisinde başvurmaları üzerine daha önce çalıştıkları kurum veya kuruluşların öğrenimlerine ve kazanılmış hak aylıklarına uygun kadrolarına veya durumlarına uygun pozisyonlarına, ayrılmadan önceki kadro ve pozisyonları dikkate alınmaksızın en geç üç ay içerisinde sınavsız atanırlar. Bu fıkra uyarınca önceki kurumlarına dönen kişilerin şirket ve alt şirketlerde geçen hizmetleri kazanılmış hak aylık derece ve kademelerinde değerlendirilir. Bu durumda, şirketlerdeki çalışmalarından dolayı kıdem tazminatları ödenmez ve bu süreler emeklilik ikramiyesinin hesabında dikkate alınır.”
MADDE 2 – 9/7/1982 tarihli ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kurumunun Muafiyetleri ve Bazı Düzenlemeler Yapılması Hakkında Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 5 – 14/1/2012 tarihinde Türkiye Atom Enerjisi Kurumunda kadro karşılığı sözleşmeli personel statüsünde bulunan ve halen bu statüde görevine devam eden personel hakkında, anılan tarihte yürürlükte bulunan 12 nci maddenin üçüncü ve dördüncü fıkrası ve bu maddeye istinaden Başbakan onayı ile yürürlüğe giren 26/6/2000 tarihli Türkiye Atom Enerjisi Kurumunda Çalıştırılacak Sözleşmeli Personel Hakkında Hizmet Sözleşmesi Usul ve Esaslarının, 375 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin geçici 10 uncu, geçici 12 nci ve geçici 16 ncı madde hükümleri de dikkate alınmak suretiyle uygulanmasına devam olunur.”
MADDE 3 – 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“Kömür Alımı
EK MADDE 7 – Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ), ihtiyaç duyulması halinde kamu kaynaklarının etkin ve verimli kullanılması amacı ile bu Kanun kapsamında elektrik üretim tesisleri kurması ve işletmesi ile ticaretinin yaptırılması konusunda görevlendirilen veya kendisine üretim tesisi işletme hakkı devredilen sermaye şirketlerinin sözleşme kapsamında tahsis edilen sahasından kömür alımı yapabilir.”
MADDE 4 – 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 1 inci maddesinin birinci fıkrasına “madenlerin” ibaresinden sonra gelmek üzere “milli menfaatlere uygun olarak” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 5 – 3213 sayılı Kanunun 3 üncü maddesinde yer alan “Genel Müdürlük”, “Buluculuk”, “Beyan”, “İhtisaslaşmış Devlet Kuruluşu”, “Maden Hakları”, “Devlet Hakkı”, “Ruhsat Bedeli”, “Yetkilendirilmiş Tüzel Kişiler” tanımları ile “Sertifika” tanımı “Ruhsat” olarak aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, “Münfesih” ve “Kurul” tanımları yürürlükten kaldırılmış ve maddeye aşağıdaki “Maden İşletme Faaliyetleri”, “Madencilik Faaliyetleri”, “Görünür Rezerv Geliştirme Hakkı” ve “Teknik Eleman” tanımları eklenmiştir.
“Genel Müdürlük: Maden ve Petrol İşleri Genel Müdürlüğü.”
“Buluculuk: Herhangi bir ruhsat döneminde bir kaynak veya rezervin ulusal maden kaynak ve rezerv raporlama koduna göre hazırlanmış rapor sonucunda ortaya çıkartılması.”
“Beyan: İlgililerin resmi kuruluşlara herhangi bir durumu belirlemek veya açıklamak maksadı ile yazılı ve/veya elektronik ortamda vermiş oldukları belge.”
“İhtisaslaşmış Devlet Kuruluşu: Madencilik faaliyetleri ile ilgili konularda ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşları.
Maden Hakları: Madenlerin aranması, bulunması, görünür rezervinin geliştirilmesi ve işletilebilmesi için verilen izinler ve maden yataklarının bulunmasına yardımcı olanlara tanınan maddî imkânlar.”
“Devlet Hakkı: Maden istihracı ile sağlanacak gelirden Devlet payına düşen ve ödeme yükümlülüğü ruhsat sahibine ait olan kısım.”
“Ruhsat Bedeli: Taban bedelinin, ruhsatın yürürlükte kaldığı takvim yılı sayısı, maden grubu, cinsi ve alan büyüklüklerine göre belirlenen katsayılarla çarpılarak ekli (1) ve (2) sayılı tablolarda gösterildiği şekilde hesaplanarak her yıl ocak ayının sonuna kadar; arama ruhsatlarında tamamı Genel Müdürlüğün bütçesine ve işletme ruhsatlarında ise %30’u çevre ile uyum planı çalışmalarını temin etmek üzere teminat olarak, %20’si Genel Müdürlüğün bütçesine, %50’si ise genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılması gereken tutar.
Yetkilendirilmiş Tüzel Kişiler: Genel Müdürlükçe yetkilendirilen, bu Kanun kapsamında Genel Müdürlüğe verilmesi gereken rapor, proje ve her türlü teknik belgeyi hazırlamaya yetkili ve bunlardan sorumlu olan, şirket hisselerinin yarısından fazlasının sahibinin mühendis olduğu ya da bünyesinde nitelik ve nicelikleri yönetmelikle belirlenen mühendisler çalıştıran maden arama ruhsat sahibi veya işletmesi olan tüzel kişiler.”
“Ruhsat: Madenlerin aranması ve işletilmesi için yönetmelikte belirtilen usul ve esaslar çerçevesinde Genel Müdürlükçe verilen belge.”
“Maden İşletme Faaliyetleri: Üretime yönelik hazırlık çalışmaları ve üretim için yapılan faaliyetler.
Madencilik Faaliyetleri: Madenlerin aranması, üretime yönelik hazırlık çalışmaları, üretilmesi, sevkiyatı, cevher hazırlama ve zenginleştirme, atıkların bertarafı, ruhsat sahasındaki stoklama/depolama işlemleri, maden işletmelerinin kapatılması ve çevre ile uyumlu hale getirilmesi ile ilgili tüm faaliyetler ve bu faaliyetlere yönelik geçici tesislerin yapılması.
Görünür Rezerv Geliştirme Hakkı: Ruhsat sahibi ile veya ihalelik sahalara ilişkin Genel Müdürlük ile gerçek/tüzel kişiler ve/veya kamu kurum ve kuruluşları arasında yapılan sözleşme kapsamında, Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama koduna göre hazırlanmış rapor ile belirlenen görünür rezervden, bu görünür rezervi ortaya çıkaran gerçek/tüzel kişiler ve/veya kamu kurum ve kuruluşlarının aldığı pay.
Teknik Eleman: İşletme tekniği, büyüklüğü ve yapısal durumu göz önüne alınarak, Kanun ve ilgili mevzuat kapsamında istihdam edilen maden, jeoloji, jeofizik mühendisleri ve ihtiyaç hâlinde harita mühendisleri ile diğer mühendisler.”
MADDE 6 – 3213 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve ikinci fıkrasına “Maden ruhsatları” ibaresinden sonra gelmek üzere
“, görünür rezerv geliştirme hakkı” ibaresi eklenmiştir.
“Madenler üzerinde tesis olunan ilk müracaat (takaddüm), arama ruhsatı, buluculuk, görünür rezerv geliştirme ve işletme ruhsatı haklarının hiçbiri hisselere bölünemez. Her biri bir bütün hâlinde muameleye tabi tutulur.”
MADDE 7 – 3213 sayılı Kanunun 6 ncı maddesinin birinci fıkrasında yer alan “madencilik yapabileceği statüsünde yazılı” ibaresi madde metninden çıkarılmış ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Buluculuk ve görünür rezerv geliştirme hakları, maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir. 24 üncü maddenin üçüncü fıkrası hükümleri kapsamında ruhsat hukukunun sona ermesi hali hariç ruhsatın devri, intikali, terki ve ruhsatın iptali, sicile şerh edilmiş buluculuk ve görünür rezerv geliştirme haklarını ortadan kaldırmaz. Genel Müdürlük, buluculuk ve görünür rezerv geliştirme haklarının tarafı değildir.”
MADDE 8 – 3213 sayılı Kanunun 7 nci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, dokuzuncu fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “il özel idareleri” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı” ibaresi eklenmiş, aynı cümleden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş ve fıkranın ikinci cümlesinde yer alan “harcı” ibaresinden sonra gelmek üzere “büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, büyükşehir belediyesi olmayan illerde” ibaresi eklenmiş, onikinci fıkrasının dördüncü cümlesinde yer alan “İşletme ruhsatları” ibaresinden sonra gelmek üzere “, tapu kayıtları ile” ibaresi eklenmiş ve fıkranın altıncı cümlesinde yer alan “il özel idaresine” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığına” ibaresi eklenmiş, onbeşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, onaltıncı, onsekizinci ve ondokuzuncu fıkralarında yer alan “Kurul” ibareleri “Bakanlık” şeklinde değiştirilmiş, ondokuzuncu fıkrasının ikinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş, yirminci fıkrası ile yirmibirinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Bu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen alanlara yapılan ruhsat müracaatlarının hak sağlaması hâlinde, iki ay içinde ruhsat bedeli yatırılması ve 16 ncı maddeye göre müracaatta bulunulması şartıyla ruhsat düzenlenir. Ruhsat sahasındaki bu alanlara ilişkin ilgili kurumlardan izin alınması için ruhsat sahibine bir yıl süre verilir. Bu süre içinde bu alanların izin alınamayan kısımları ruhsat sahasından taksir edilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır.”
“Maden ruhsat sahalarında, maden üretim faaliyetleri ile bu faaliyetlere dayalı ruhsat sahasındaki geçici tesisler dışındaki faaliyetler ve/veya tesisler için Bakanlığın izni olmaksızın hiçbir surette işyeri açma ve çalışma ruhsatı düzenlenemez.”
“Madencilik faaliyetleri ile Devlet ve il yolları, otoyollar, demir yolları, havaalanı, liman, baraj, enerji tesisleri, petrol, doğalgaz, jeotermal boru hatları, su isale hatları gibi kamu yararı niteliği taşıyan ya da gerçek veya tüzel kişilere ait diğer yatırımların birbirlerini engellemesi, maden işletme faaliyetinin yapılamaz hale gelmesi, yatırım için başka alternatif alanların bulunamaması durumunda, madencilik faaliyeti ve yatırımla ilgili karar, kamu yararı açısından yatırımların önceliği ve önemini tespit etmek üzere, ilgili Bakanlığın uygun görüşü alınarak Bakanlık tarafından verilir. Bakanlık tarafından alınan bu kararlar, kamu yararı kararı yerine geçer. Maden işletme faaliyetinin yapılamaz hale geldiği alanın ruhsattan taksir edilmesine veya ruhsatın iptal edilmesine Bakanlık tarafından karar verilir.”
“Yatırım çakışması işlemleri nedeniyle Bakanlıkça veya Genel Müdürlükçe herhangi bir sebeple ödenmek zorunda kalınan tutar, lehine karar verilen tarafa rücu edilir.”
“Madencilik faaliyetleri ve/veya bu faaliyetlere bağlı geçici tesisler için verilmiş izinler, temditler dahil ruhsat hukuku devam ettiği sürece geçerlidir. Ruhsatın temdit edilmesi hâlinde madencilik faaliyetleri ve/veya bu faaliyetlere bağlı geçici tesisler için verilmiş bütün izinler temdit süresi sonuna kadar hiçbir işleme gerek kalmaksızın uzatılmış sayılır.
Çevresel etki değerlendirmesi ile ilgili karar, işyeri açma ve çalışma ruhsatı, mülkiyet izni olmadan veya onüçüncü fıkraya aykırı faaliyette bulunulduğunun tespiti hâlinde 46.579 TL tutarında idari para cezası uygulanarak bu alandaki işletme faaliyetleri durdurulur. Bu ihlalleri tespit eden kamu kurum ve kuruluşu diğer ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına durumu bildirir. Bu ihlallerin ilk tespit tarihinden itibaren, ilk tespit dâhil üç yıl içinde üç kez yapıldığının tespiti hâlinde ise ruhsat iptal edilir.”
“Ruhsat sahalarında ruhsat sahipleri, madencilik faaliyetleri ve madenlerin işlenmesine yönelik faaliyetler dışında hiçbir faaliyette bulunamaz ve geçici tesisler dışında herhangi bir tesis veya alt yapı tesisi kuramaz. Ruhsat sahalarında ruhsat sahibi veya diğer gerçek veya tüzel kişiler ile kamu kurum ve kuruluşları ancak Bakanlık tarafından uygun görülmesi hâlinde ticari veya sınai faaliyette bulunabilir.
Maden ruhsat sahalarında rezerv kaybına sebebiyet verilmemesi için, arazinin vasfına bakılmaksızın ruhsat sahaları hafriyat toprağı, cüruf, inşaat yıkıntı atığı ve benzeri atıklar için döküm alanı olarak kullanılamaz, maden ruhsat sahalarına kamu kurum ve kuruluşları tarafından döküm izni verilemez. Ancak maden ruhsat sahalarında rezervin bittiğinin Genel Müdürlükçe tespiti hâlinde Genel Müdürlükçe kamu kurum ve kuruluşlarına izin verilir. Rezervin bittiğinin tespit edilememesi veya rezervin varlığının tespiti hâlinde ise Genel Müdürlüğe kamu kurum ve kuruluşları tarafından yapılan döküm izni talepleri onbeşinci fıkra kapsamında yatırım çakışması olarak değerlendirilir ve ilgili hükümlere göre sonuçlandırılır. İhalelik sahalar için de arazinin vasfına bakılmaksızın, Genel Müdürlüğün uygun görüşü alınması zorunludur. Bu fıkra hükümlerine aykırı hareket edenlere 10 uncu maddenin yedinci fıkrasında belirtilen idari para cezasının on katı tutarında idari para cezası uygulanarak bu faaliyetler durdurulur, yapılan dökümün ruhsat sahasından veya ihalelik sahadan kaldırılması için altı ay süre verilir, bu süre içerisinde kaldırılmaması hâlinde bu fıkra kapsamındaki idari para cezası iki katı olarak uygulanır. Bu işlemler valilik veya ilgili idare tarafından yerine getirilerek, yapılan masraflar 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre tahsil edilir.”
MADDE 9 – 3213 sayılı Kanunun 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasına “% 50’si” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve IV. Grup (c) bendi madenlerden altın, gümüş ve platin için ise Devlet hakkının % 40’ı” ibaresi eklenmiş ve dördüncü fıkrasında yer alan “dördüncü” ibaresi “beşinci” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 10 – 3213 sayılı Kanunun 10 uncu maddesinin birinci fıkrasında yer alan “yazılı” ibaresi madde metninden çıkarılmış, dördüncü fıkrasına “uygulanır” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve beyanlardaki hata ve noksanlıklar düzeltilinceye kadar maden üretim faaliyetleri durdurulur” ibaresi eklenmiş, beşinci, altıncı ve sekizinci fıkraları aşağıdaki şekilde, yedinci fıkrasında yer alan “engelleyen ve” ibaresi “engelleyen ve/veya” şeklinde ve aynı fıkranın üçüncü cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, dokuzuncu fıkrasında yer alan “şekilde” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve/veya haksız yere” ibaresi eklenmiş, onbirinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Gerçek dışı veya yanıltıcı beyanda bulunmak suretiyle bu Kanun hükümlerinin uygulanmasını engelleyen ve/veya haksız surette hak iktisabına sebep olan teknik elemana ve daimi nezaretçiye 1.000 TL idari para cezası uygulanır. Gerçek dışı veya yanıltıcı beyanların üç yıl içinde tekrarı hâlinde teknik elemana ve daimi nezaretçiye 5.000 TL idari para cezası uygulanarak bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır. Fiilin her tekrarında hak mahrumiyeti uygulamasına devam edilir. Uygulanan uyarı ve hak mahrumiyeti, teknik elemanın bağlı bulunduğu mesleki teşekküle bildirilir.
Daimi nezaretçi, atandığı ruhsat sahasındaki faaliyetleri düzenli bir şekilde denetleyerek tespit ve önerilerini daimi nezaretçi defterine haftada en az bir kez kaydetmek zorundadır. Bu süre içerisinde işletmede yeni bir durumun ve/veya işletme güvenliği açısından riskli bir durumun ortaya çıkması hâlinde bu hususu aynı gün deftere kaydetmesi zorunludur. Aksi takdirde daimi nezaretçiye 1.000 TL idari para cezası uygulanır. İkinci kez bu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumunda daimi nezaretçiye 5.000 TL idari para cezası uygulanarak bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır. Daimi nezaretçi defterini, daimi nezaretçi ile ruhsat sahibi veya vekili imzalar. Defterin ibraz edilmemesi, ruhsat sahibi ya da vekili tarafından imzalanmaması veya düzenli tutulmaması hâlinde, ruhsat sahibine 31.054 TL idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin ruhsat sahibi veya vekili tarafından aynı yıl içerisinde tekrarı hâlinde idari para cezası iki kat olarak uygulanır.”
“Bu Kanuna göre;
a) Ruhsatın ait olduğu grup dışında veya birden fazla bendi bulunan grupta kendi bendi dışında veya üretim hakkı olmayan madenin üretilmesi ve/veya sevk edilmesi,
b) Arama ruhsat döneminde arama faaliyetleri yapılırken zorunlu olarak maden çıkarılması veya numune alınması dışında izinsiz üretim ve/veya satış yapılması,
c) Ruhsat sahibinin kamulaştırılan alanı kamulaştırma amacı dışında kullanması ve/veya ruhsat alanını madencilik faaliyetleri dışında kullanması ve/veya kullandırması,
ç) Galeri atımı yöntemi ile patlatma yapılması,
d) Genel Müdürlükçe faaliyeti durdurulan sahalarda üretim faaliyetinde bulunulması, sahanın güvenli hale getirilmesi ile ilgili faaliyetler sonucunda üretilen madenin ve/veya faaliyetler durdurulmadan önce üretilmiş stoktaki madenin Genel Müdürlükten izin alınmadan sevk edilmesi,
e) Ruhsat sahasında yapılan üretim veya satışların beyan edilmemesi,
f) Yapılmayan üretimin Genel Müdürlüğe yapılmış olarak beyan edilmesi,
g) Arama faaliyet raporlarında yapıldığı beyan edilen asgari faaliyetlerin yapılmaması veya eksik yapılması,
ğ) Patlatma izni olmaksızın patlayıcı madde kullanılarak üretim yapılması,
h) İşletme ruhsatlarında işletme izni olmadan ve/veya işletme izin alanı dışında maden üretilmesi veya sevk edilmesi,
ı) 7 nci madde kapsamındaki gerekli izinler alınmadan ve/veya gerekli izinlerin alınmadığı alanda maden üretilmesi veya sevk edilmesi,
haksız yere hak iktisabı sayılır. Haksız yere hak iktisabına imkan veren bu hususlarla ilgili yapılmış beyanlar da gerçek dışı ve yanıltıcı beyanlar olarak kabul edilir.”
“İlk tespit tarihinden itibaren üç yıl içinde madde hükümlerinin üç kez ihlâl edildiğinin tespiti hâlinde ruhsat iptal edilir.”
“Bu Kanun kapsamında tanımlanan işlemleri yapmak üzere kurulan yetkilendirilmiş tüzel kişiler Genel Müdürlükten yetki belgesi almakla yükümlüdür. Yetkilendirilmiş tüzel kişilere yetki belgesinin verilmesi, denetimi, uyarılması, yetki belgelerinin askıya alınması ve belgenin iptal edilmesi ile ilgili usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.”
“Yetkilendirilmiş tüzel kişilere Genel Müdürlüğe vermiş oldukları her türlü bilgi, belge ve beyanın gerçek dışı veya yanıltıcı olması hâlinde 31.054 TL idari para cezası uygulanır. Bu fıkradaki ihlalin üç yıl içinde tekrarı hâlinde idari para cezası iki katı olarak uygulanır ve bu Kanun gereğince yapacakları beyanlar bir yıl süreyle geçersiz sayılır.”
MADDE 11 – 3213 sayılı Kanunun 11 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde, “Devlet kuruluşlarından da” ibaresi “Devlet kuruluşlarından ve üniversitelerden de” şeklinde ve üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Ruhsat sahibi veya vekilinin mahallinde yapılan tetkik ve incelemelere katılmaması veya ruhsat sahibince ya da vekilince herhangi bir nedenle tetkik ve incelemelerin engellenmesi hâlinde 31.054 TL, bu fiillerden herhangi birinin tekrarı hâlinde ise iki katı tutarında idari para cezası uygulanır, mahallinde tetkik ve inceleme gerçekleştirilinceye kadar üretim faaliyetleri durdurulur.”
MADDE 12 – 3213 sayılı Kanunun 12 nci maddesinin üçüncü, dördüncü, beşinci, altıncı ve yedinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Sevk fişi olmaksızın maden sevk edildiğinin mülki idare amirlikleri, il özel idareleri, yatırım izleme ve koordinasyon başkanlıkları veya ilgili kamu kurum ve kuruluşu tarafından tespit edilmesi hâlinde, ilgili mülki idare amiri tarafından sevk edilen madene el konulur ve ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten sevk fişi olmaksızın sevk edilen miktar için söz konusu madenin ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde sevk fişi olmaksızın sevk edilen miktar için sevk edilen madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Denetim ve inceleme sonucunda, yaptığı üretim ve sevkiyatı sevk fişi ile kayıt altına almadığı veya bildirmediği tespit edilen ruhsat sahiplerine, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bildirilmeyen miktar için hesaplanacak Devlet hakkının beş katı tutarında idari para cezası verilir. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde bildirilmeyen miktar için madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Ruhsatı olmadan veya başkasına ait ruhsat alanı içerisinde üretim yapıldığının tespiti hâlinde faaliyetler durdurularak üretilen madene mülki idare tarafından el konulur. Bu fiili işleyenlere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. Üretim hakkı olmayan madenin üretiminin yapıldığının tespiti hâlinde faaliyetler durdurularak üretilen madene mülki idare amirliklerince el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin, ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.
Hammadde üretim izni olmadan ve/veya Genel Müdürlüğe bildirilen yüklenici dışında gerçek veya tüzel kişiler tarafından üretim yapıldığının tespit edilmesi durumunda faaliyetler durdurularak üretilen hammaddeye mülki idare tarafından el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan hammaddenin kamuya ait projelerde kullanıldığının tespit edilen kısmına ocak başı satış bedeli tutarında, hammaddenin kamu kurum ve kuruluşlarınca yapılan projeler dışında kullanılan, ticarete konu edilen ve/veya satışının yapıldığı tespit edilen kısmına ise ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. Herhangi bir işleme tabi tutulmadan kullanılan hammaddeler için ocak başı satış bedeli, tüvenan hammaddenin ocak başı fiyatına göre, herhangi bir işleme tabi tutularak kullanılan hammaddeler için ise ocak başı satış bedeli işlem görmüş hammaddenin ocak başı fiyatına göre hesaplanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır ve hammadde üretim izni iptal edilir.
Ruhsatlı, ancak işletme izni olmadan aynı grupta üretim yapıldığının tespiti hâlinde, faaliyetler durdurularak üretilen madene el konulur. Bu fiili işleyen kişilere, ödenmesi gereken Devlet hakkına ilaveten bu fıkra kapsamında üretilmiş olup el konulan ve/veya el konulma imkânı ortadan kalkmış olan tüm madenin, ocak başı satış bedelinin beş katı tutarında idari para cezası uygulanır. El konulan madenler, mülki idare amirliklerince satılarak bedeli büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde il özel idaresi hesabına aktarılır. Bu fıkranın ihlalinin tekrarı hâlinde madenin ocak başı satış bedelinin on katı tutarında idari para cezası uygulanır.”
“Genel Müdürlük veya ilgili kamu kurum ve kuruluşları tarafından uygulanacak idari para cezasının hesaplanmasında esas alınacak ocak başı satış fiyatı, bir önceki yıl geçerli olan ocak başı satış fiyatının, ilgili yıla ilişkin olarak 4/1/1961 tarihli ve 213 sayılı Vergi Usul Kanunu uyarınca belirlenen yeniden değerleme oranında artırılması sureti ile hesaplanır.”
MADDE 13 – 3213 sayılı Kanunun 13 üncü maddesinin birinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları ile ikinci fıkrasının ikinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiş ve maddeye bağlı ekli (1) ve (2) sayılı tablolar ekte yer alan şekilde değiştirilmiştir.
“Ruhsat bedellerinin tamamının her yıl ocak ayının sonuna kadar yatırılması zorunludur. I. Grup (a) bendi maden ruhsatları hariç diğer grup madenlerin ruhsat bedelleri Genel Müdürlüğün belirlediği bankada açılacak hesaba yatırılır. Yatırılan işletme ruhsat bedelinin %50’si genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere ilgili muhasebe birimince Hazine hesabına on beş işgünü içinde aktarılır. I. Grup (a) bendi madenlerin ruhsat bedelleri ise, büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı hesabına, diğer illerde ise il özel idaresi hesabına yatırılır. Ruhsat bedelinin her yıl ocak ayının sonuna kadar tamamının yatırılmaması hâlinde yatırılmayan kısmının iki katı ruhsat bedeli olarak her yıl haziran ayının son gününe kadar yatırılması zorunludur, aksi halde ruhsat iptal edilir. Ruhsat bedellerinin yatırılması ile ilgili ruhsat sahibine ayrıca herhangi bir tebligat ve bildirim yapılmaz. İptal edilen ruhsatlar için ocak ayının sonuna kadar ödenmesi gereken ruhsat bedelinin ödenmeyen kısmı 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre takip ve tahsil edilmek üzere ilgili tahsil dairesine bildirilir. Kaynak tuzlaları, lületaşı ve oltutaşı için düzenlenen ruhsatlardan ruhsat bedeli alınmaz. Faaliyet sonrası sahanın çevre ile uyumlu hâle getirilerek 7 nci madde kapsamındaki mülkiyet izni sahiplerinden sahanın kabul edilerek teslim alındığına dair belgelerin Genel Müdürlüğe ibraz edilmesi şartı ile 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun ve bu Kanun kapsamında ruhsata ilişkin geçmiş borcunun bulunmaması hâlinde çevre ile uyum bedeli iade edilir.”
“Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları tebliğinden itibaren bir ay içinde Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına ödenir. İdari para cezalarına karşı otuz gün içinde idare mahkemelerinde dava açılabilir. Verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması takip ve tahsilatı durdurmaz. Genel Müdürlük genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere ilgili bedeli en geç on beş iş günü içerisinde Hazine hesabına aktarır. Tahakkuk eden ve ödenmeyen Devlet hakları 6183 sayılı Kanun hükümlerine göre takip ve tahsil edilmek üzere ilgili tahsil dairesine bildirilir. İlgili tahsil dairesi idari para cezası tamamen tahsil edildikten itibaren en geç bir ay içerisinde durumu Genel Müdürlüğe bildirir.
I. Grup (a) bendi maden ruhsatları hariç diğer grup madenlerde ruhsat birleştirme, izin alanı değişikliği, ihale, küçük alanların ihalesi, rödövans ve devir talepleri, 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası gereğince yapılan talepler, işletme ruhsatı ve süre uzatımı taleplerinde işletme ruhsat taban bedelinin Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılması ve 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcun bulunmaması hâlinde müracaat edilir. I. Grup (a) bendi madenlerde ise işletme ruhsat taban bedelinin büyükşehir belediyesi olan illerde yatırım izleme ve koordinasyon başkanlığı, diğer illerde ise il özel idaresi hesabına gelir kaydedilmek üzere yatırıldığına dair belge ve 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcun bulunmaması hâlinde müracaat edilir. Aksi takdirde bu fıkra kapsamındaki müracaatlar ruhsat taban bedelleri iade edilmeksizin reddedilir.”
“Ruhsat bedeli; arama ruhsatlarında, ekli (1) sayılı tabloda; işletme ruhsatlarında ise ekli (2) sayılı tabloda belirtilen şekilde hesaplanır.”
“Ruhsat sahiplerinin ruhsat yürürlük yazısı, ruhsat devri, rödövans sözleşmesi, izin alanı değişikliği, ruhsat birleştirme, ruhsat alanı küçültme, terk, mera tahsis değişikliği, geçici tatil, işletme izni, pasa değerlendirme, pasa döküm alanı, 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası gereğince yapılan zaruri üretim izni, kamu yararı kararı, kamulaştırma kararı ve patlayıcı madde talepleri; aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin bulunması, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında borcunun bulunmaması, ruhsat harcı, ruhsat bedeli, çevre ile uyum teminatı ve Devlet hakkı borcu olmaması, işletme izni olan işletme ruhsatlarında daimi nezaretçi atamasının yapılmış olması, yetkilendirilmiş tüzel kişi sözleşmesinin bulunması ve mevzuatın ilgili hükümleri kapsamında ibraz edilmesi gereken belgelerin tamamının eksiksiz bir şekilde ibraz edilmesi şartıyla değerlendirmeye alınır, aksi takdirde talep reddedilir. Ruhsat devir taleplerinde tahakkuk etmiş/edecek, diğer taleplerde ise tahakkuk etmiş ve son ödeme tarihi geçmiş Devlet hakkı borcu olmaması aranır.”
MADDE 14 – 3213 sayılı Kanunun 14 üncü maddesinin başlığı “Devlet hakkı” şeklinde, ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde, dördüncü fıkrasının (ç) bendinde yer alan “%4” ibaresi “%4,5” şeklinde, (e) bendinde yer alan “%2” ibaresi “%3” şeklinde ve beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, altıncı fıkrasında yer alan “ve kendi entegre tesisinde” ibaresi “entegre tesislerde” şeklinde ve “%50’si” ibaresi “%75’i” şeklinde değiştirilmiş, sekizinci fıkrasının birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümle eklenmiş ve mevcut ikinci cümlesinde yer alan “Ayrıca, diğer madenlerden bu” ibaresi “Bu” şeklinde, dokuzuncu, onuncu, onbirinci ve onüçüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve ondördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlık” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde değiştirilmiş, fıkranın birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümleler eklenmiş ve mevcut üçüncü cümlesinde yer alan “esaslar” ibaresinden sonra gelmek üzere “Hazine ve” ibaresi eklenmiş, onbeşinci fıkrasına “indirim” ibaresinden sonra gelmek üzere “ve artırım” ibaresi eklenmiş ve onaltıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, onyedinci fıkrasında yer alan “Bakanlıkça” ibaresi “Genel Müdürlükçe” şeklinde, onsekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiş ve maddeye bağlı ekli (3) sayılı tablo ekte yer alan şekilde değiştirilmiştir.
“Üretilen madenin hammadde olarak kullanılması veya satılması hâlinde, aynı pazar ortamında madenin işletmelerdeki tüvenan olarak ocak başı satışında uygulanan fiyat, ocak başı satış fiyatıdır. Madenlerden alınan Devlet hakkına esas olan emsal ocak başı satış fiyatı, bölgeler de dikkate alınarak her madene ait ayrı ayrı ve uygulandığı yıl için belirlenerek Genel Müdürlükçe ilan edilir. Ruhsat sahipleri tarafından Devlet haklarının beyanında kullanılan ocak başı satış fiyatı, Genel Müdürlükçe ilan edilen ocak başı satış fiyatından daha düşük olamaz. Bu fıkranın uygulanmasına ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.”
“Ruhsat sahibi tarafından beyan edilen ocak başı satış fiyatı Genel Müdürlük tarafından denetlenir ve eksik beyanlar tamamlattırılır. İşletme izni olan maden ruhsatlarından her yıl en az ruhsat bedeli kadar Devlet hakkı alınır. Ancak, kaynak tuzlaları, lületaşı ve oltutaşı için düzenlenen ruhsatlardan alınacak Devlet hakkında bu şart aranmaz.”
“Altın, gümüş ve platin dışındaki diğer madenler ise bu madde kapsamında belirtilen özel indirimlerin sadece birinden istifade edebilirler.”
“Bu yerlerin Devlet ormanlarına rastlaması ve Tarım ve Orman Bakanlığınca verilen iznin beş hektarı geçmemesi hâlinde, bu alandan ağaçlandırma bedeli dışında başkaca bir bedel alınmaz. Sahanın rehabilite edilerek teslim edilmesinden sonra, talep edilmesi hâlinde teslim edilen saha kadar aynı şartlarda izin verilir.
Bir ruhsat sahasında defaten verilen iznin beş hektarı geçmesi hâlinde, beş hektarı aşan kısım için orman mevzuatı hükümlerine göre fon bedelleri hariç diğer bedeller alınır.
Ruhsatın temdit edilmesi durumunda, aynı ruhsat sahası içerisinde Tarım ve Orman Bakanlığınca izin verilen sahanın beş hektarı geçmemesi hâlinde ağaçlandırma bedeli, beş hektarı geçmesi hâlinde beş hektarı aşan kısım için fon bedelleri hariç orman mevzuatı hükümlerine göre bedel alınır.”
“Ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılan Devlet hakkı tutarının;
a) Büyükşehir belediyesi olan illerde, tamamı genel bütçeye gelir kaydedilmek üzere anılan muhasebe birimince Hazine hesabına on beş işgünü içinde aktarılır. Bu tutarın %50’sini, yarısı kırsalda kullanılmak kaydıyla, yatırım izleme ve koordinasyon başkanlıklarına aktarılmak üzere İçişleri Bakanlığı bütçesine ödenek eklemeye İçişleri Bakanı yetkilidir.
b) Büyükşehir belediyesi olmayan illerde ise %25’i il özel idaresi hesabına, %25’i ruhsatın bulunduğu bölgeyle sınırlı olarak altyapı yatırımlarında kullanılmak üzere, doğrudan ilgili ilçeye veya ilçelerin köylere hizmet götürme birlikleri hesabına, %50’si de genel bütçeye kaydedilmek üzere Hazine hesabına anılan muhasebe birimince on beş işgünü içinde aktarılır.”
“Kamu kurum ve kuruluşlarına ait olmayıp, bu maddenin altıncı veya yedinci fıkrası kapsamında belirtilen özel indirimlerden veya 9 uncu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen teşviklerden yararlanan ruhsatlar ile ruhsat sahiplerinin kendi çimento üretim tesisinin hammadde ihtiyacını tedarik ettiği ruhsatların, altın, gümüş ve/veya platin işletme izni olan ruhsatların ve ilgili mali mevzuat kapsamında yeminli mali müşavir tasdikine tabi olan ruhsat sahiplerinin ruhsatlarının Devlet hakkı beyan formunun yeminli mali müşavirlerin tasdiki ve ruhsat sahibinin imzası ile verilmesi zorunludur. Bu zorunluluğa uymayan Devlet hakkı beyanları verilmemiş sayılır.”
“Devlet hakkının tamamı, her yıl haziran ayının son gününe kadar ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğün muhasebe birimi hesabına yatırılır.”
“Bu Kanun kapsamında ruhsat sahipleri için öngörülen idari para cezaları hammadde üretim izin belgesi ile çalışılan sahalarda faaliyeti yürüttüğü tespit edilen gerçek ya da tüzel kişiler için veya faaliyette bulunanın tespit edilememesi hâlinde ise hammadde üretim izin belgesi sahipleri için geçerlidir.”
“Hammadde üretim izni talep edilen alanın 20 kilometre yakınında Genel Müdürlükçe tespit edilen pasa, artık ve atık olması hâlinde bunlar projede kullanılır. Söz konusu pasa, artık ve atığın projede kullanılması için fiziksel ve kimyasal özelliklerinin uygun olmadığının uzman kuruluş raporu ile belgelendirilmesi hâlinde hammadde üretim izni talep edilebilir.”
MADDE 15 – 3213 sayılı Kanunun 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, üçüncü fıkrasına aşağıdaki cümle ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Ruhsat sahibi, arama ve/veya işletme ruhsatı süresince Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre hazırlanan teknik raporlar ile kaynak veya rezerv olarak bildirdiği madenlerin bulucusu sayılır. Bu hakkı talep eden ruhsat sahibine buluculuk belgesi verilir.”
“Buluculuk hakkı hesabında kullanılacak ocak başı satış fiyatı, Genel Müdürlük tarafından her yıl belirlenerek ilan edilen ve Devlet hakkı ödemelerinde esas alınan ocak başı satış fiyatından daha düşük olamaz.”
“Üçüncü kişiler, ihalelik sahalara ilişkin Genel Müdürlük ile veya ruhsat sahibi ile yaptıkları sözleşmeler kapsamında ruhsat sahasındaki görünür rezervi tespit etmeye ve/veya geliştirmeye yönelik yaptıkları faaliyetler sonucunda, tespit ettikleri ve/veya geliştirdikleri görünür rezervde pay sahibi olabilirler. Görünür rezervi geliştirme hakkına yönelik yapılan sözleşmeler Genel Müdürlüğe başvurulması hâlinde maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir.”
MADDE 16 – 3213 sayılı Kanunun 16 ncı maddesinin birinci fıkrasında yer alan “III. Grup ve” ibaresi “III. Grup,” şeklinde, “sertifikası” ibaresi “ruhsatı” şeklinde değiştirilmiş ve “arama ruhsatı” ibaresi madde metninden çıkarılmış, dördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlıkça” ibaresi “Genel Müdürlükçe” şeklinde, beşinci fıkrasında yer alan “sertifikası” ibaresi “ruhsatı” şeklinde, altıncı fıkrasının birinci cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve fıkraya birinci cümlesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki cümleler eklenmiştir.
“Ruhsatlar, sahibinin ruhsat bedellerini ödeyerek müracaatta bulunması ve birleştirmeye konu tüm ruhsatlarının işletme izinli olması şartıyla, düzenlenme tarihi daha eski olan ruhsatta birleştirilebilir.”
“Diğer ruhsatlar hangi aşamada olursa olsun birleştirilemez. Ancak kamu kurum ve kuruluşlarının ruhsatları hangi aşamada olursa olsun birleştirilebilir.”
MADDE 17 – 3213 sayılı Kanunun 24 üncü maddesinin birinci ve ikinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, altıncı fıkrasında yer alan “sertifikası” ibareleri “ruhsatı” şeklinde, üçüncü, dördüncü, yedinci, dokuzuncu, onuncu ve ondördüncü fıkraları aşağıdaki şekilde ve onikinci fıkrasında yer alan “50.000” ibareleri “77.632” şeklinde değiştirilmiştir.
“İşletme ruhsatı taleplerinde, I. Grup (b) bendi ve II. Grup (a) ve (c) bendi madenler için ihale bedelinin yatırılmasından itibaren iki ay içinde, diğer maden grupları için arama ruhsat süresi sonuna kadar, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun bulunmaması şartıyla Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere işletme ruhsat taban bedeli ve işletme ruhsat bedeli yatırılarak, yetkilendirilmiş tüzel kişilerce maden mühendisinin sorumluluğunda hazırlanmış işletme projesi ve bu projenin uygulanabilmesi için gerekli olan mali yeterliliğine ilişkin belgelerin ve aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğe verilmesi zorunludur. Aksi hâlde talep reddedilir ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Projedeki teknik eksiklikler iki ay içerisinde Genel Müdürlük tarafından ruhsat sahibine bildirilir, eksiklikler yapılan bildirimden itibaren üç ay içinde tamamlanır. Eksikliklerini verilen sürede tamamlamayanlara 31.054 TL idari para cezası uygulanarak süre üç ay daha uzatılır. Bu süre sonunda projedeki teknik eksiklikleri tamamlamayanların talepleri kabul edilmez ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Talebin kabul edilmemesi hâlinde yatırılan işletme ruhsatı taban bedeli iade edilmez, işletme ruhsat bedeli ise iade edilir. Taleplerin uygun görülmesi hâlinde bir ay içinde işletme ruhsatı düzenlenir.
Ruhsatların süre uzatım taleplerinde; ruhsat süresinin bitiş tarihinden en geç altı ay öncesine kadar, 6183 sayılı Kanunun 22/A maddesi kapsamında vadesi geçmiş borcunun bulunmaması şartıyla Genel Müdürlüğün bütçesine gelir kaydedilmek üzere işletme ruhsat taban bedeli yatırılarak, yetkilendirilmiş tüzel kişilerce maden mühendisinin sorumluluğunda hazırlanmış işletme projesi ve aktif edilmiş tebligata esas kayıtlı elektronik posta adresinin (KEP) veya kurumsal elektronik tebligat sistemi (e-Tebligat) adresinin ruhsat sahibi tarafından Genel Müdürlüğe verilmesi zorunludur. Aksi hâlde talep reddedilir ve ilgili saha ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Genel Müdürlükçe proje üzerinde veya mahallinde yapılan/yapılmış inceleme sonucunda tespit edilen, projedeki teknik eksiklikler ve süre uzatımı talebinde bulunulan ruhsata ilişkin vadesi geçmiş ruhsat harcı, ruhsat bedeli, çevre ile uyum teminatı ve Devlet hakkı gibi mali eksiklikler Genel Müdürlük tarafından ruhsat sahibine iki ay içerisinde bildirilir, eksiklikler yapılan bildirimden itibaren üç ay içinde tamamlanır. Eksikliklerini verilen sürede tamamlamayanlara 31.054 TL idari para cezası uygulanır. Ruhsat süresinin sonuna kadar eksikliklerin tamamlanmaması durumunda ruhsat süresi uzatılmaz ve bu alanlar başka bir işleme gerek kalmaksızın ihalelik saha konumuna getirilerek ihale yolu ile ruhsatlandırılır. Talebin kabul edilmemesi hâlinde yatırılan işletme ruhsatı taban bedeli iade edilmez. Süre uzatım talebinin uygun görülmesi hâlinde ise en geç ruhsat süre sonundan itibaren bir ay içinde işletme ruhsatının süresi, işletme ruhsatının süresinin bitim tarihinden itibaren uzatılır. Ruhsat süresi dolan ruhsat sahalarında maden işletme faaliyetleri yapılamaz.”
“I. Grup (a) bendi madenlerin işletme ruhsat süresi beş yıldır. Diğer grup madenlerin işletme ruhsat süresi on yıldan az olmamak üzere projesine göre belirlenir. I. Grup (a) bendi ve diğer gruplardaki maden işletme ruhsatlarının süresi, sürenin bitiminden altı ay önce süre uzatma talebinin olması ve uygun bulunması hâlinde uzatılabilir. I. Grup (a) bendi maden işletme ruhsat süresini uzatma taleplerinde, işletme ruhsat bedelinin beş katından fazla olmamak üzere büyükşehir belediyesi olan illerde valilik, diğer illerde ise il özel idaresi tarafından belirlenen uzatma bedeli alınır. Süre uzatımları dahil toplam işletme ruhsat süresi I. Grup madenlerde otuz yılı, II. Grup madenlerde kırk yılı, diğer grup madenlerde ise elli yılı geçmeyecek şekilde projesine göre Genel Müdürlük tarafından belirlenir. I. Grup madenlerde otuz yıldan altmış yıla kadar, II. Grup madenlerde kırk yıldan seksen yıla kadar sürenin uzatılmasına Bakan, diğer grup madenlerde ise elli yıldan doksandokuz yıla kadar sürenin uzatılmasına Cumhurbaşkanı yetkilidir. Ruhsat süreleri, süre uzatımları dahil bu süreleri aşamaz ve süresinin sonuna gelen ruhsat alanları başka bir işleme gerek kalmaksızın ruhsat sahasındaki buluculuk ve görünür rezerv geliştirme hakkı düşürülerek ihalelik saha konumuna gelir. Kamu kurum ve kuruluşlarına ait ruhsatlarda süre sınırları uygulanmaz. Kamu kurum ve kuruluşları tarafından ihale edilen ruhsat sahalarında ruhsat süre başlangıcı hak sahibi adına ruhsatın düzenlendiği tarihtir.
Arama ruhsatlı sahalara, geçici tesis alanı ile arama süresince belirlenen görünür ve/veya muhtemel rezerv alanı üzerine, arama ruhsatının diğer kısımları taksir edilerek, işletme ruhsatı verilir. Ancak maden işletme faaliyetlerinin yapılması mümkün olmayan küçük alanlar içerecek şekilde işletme ruhsatı düzenlenemez. Maden işletme faaliyetleri yapılamayacak nitelikte küçük alanlar içerir şekilde yapılan işletme ruhsat taleplerinde bu alanlar Genel Müdürlükçe ruhsattan taksir edilir. Taksir edilen küçük alan, taksir edildiği ruhsatın mücaviri sayılmaz. İşletme ruhsatlarında, geçici tesis alanı ve görünür rezerv alanına işletme izni verilir. Muhtemel rezerv alanlarının IV. Grup maden işletme ruhsat sahalarında on yıl, diğer grup maden işletme ruhsat sahalarında beş yıl içinde Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmeyen alanlar da taksir edilir. İşletme ruhsatlarında muhtemel rezerv alanlarının Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv alanı haline getirilmesine yönelik yapılacak faaliyetlerde 17 nci maddenin dokuzuncu fıkrası hükmü uygulanır. İşletme ruhsatlarında, işletme izin alanı dışında kalan alanlarda görünür rezervin tespitine yönelik yapılacak arama faaliyetlerinde alınması gerekli izinler arama ruhsatları ile aynı hükümlere tabidir.”
“V. Grup madenlerde işletme ruhsatı süresi beş yıl olup bu süre uzatılabilir.”
“Görünür rezervi belirlenen alanlar üzerine maden işletmeciliğine engel olacak şekilde başka grup işletme ruhsatı verilemez. Ayrı ayrı üretilmesi imkanı olmayan farklı gruptaki madenler için üst üste işletme ruhsatı verilemez. Ancak farklı gruptaki ruhsat taleplerinin aynı kişiye ait olması veya talep sahiplerinin aralarında mutabakat sağladıklarını belgelemeleri hâlinde bu şart aranmaz. IV. Grup maden ruhsat sahaları üzerine V. Grup maden ruhsatı verilemez. V. Grup maden ruhsat sahalarının üzerine ise IV. Grup maden ruhsatı verilebilir. Ancak bu durumda IV. Grup maden ruhsat sahalarında yapılan madencilik faaliyetlerinde elde edilen V. Grup madenlerin V. Grup maden ruhsat sahibine IV. Grup maden ruhsat sahibi tarafından herhangi bir bedel talep edilmeksizin teslim edilmesi zorunludur. Aksi takdirde 10 uncu maddenin yedinci fıkrası ile 12 nci maddenin beşinci fıkrası kapsamında işlem tesis edilir. Ayrıca V. Grup maden ruhsatlarında, 16 ncı maddenin on birinci fıkrası kapsamında zaruri üretim ve/veya pasa değerlendirme izni verilmez.
Aynı alanda ayrı veya aynı gruplara ait ruhsat faaliyetlerinin çakışmasından dolayı, ruhsat sahipleri arasında uyuşmazlık çıkması veya kendi aralarında mutabakat sağlayamamaları hâlinde, Genel Müdürlük, projeler üzerinde ve/veya yerinde inceleme yapar. İnceleme sonucunda bu alanda ayrı ayrı çalışma imkânının tespiti hâlinde, çalışma esasları Genel Müdürlükçe belirlenir. Bu mümkün değilse öncelik hakkı esas alınarak faaliyete izin verilir.”
“Ereğli Kömür Havzasındaki taşkömürü ve 10/6/1983 tarihli ve 2840 sayılı Bor Tuzları, Trona ve Asfaltit Madenleri ile Nükleer Enerji Hammaddelerinin İşletilmesini, Linyit ve Demir Sahalarının Bazılarının İadesini Düzenleyen Kanunda sayılan bor tuzu, toryum ve uranyum madenleri ile bu ruhsatlarda birlikte işletilme zorunluluğu olan, kompleks halde bulunan madenler için bu maddede yazılı süreler uygulanmaz.”
MADDE 18 – 3213 sayılı Kanunun 30 uncu maddesinin yedinci fıkrasında yer alan “Bakanlık” ibaresi “Genel Müdürlük” şeklinde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“İhalelik sahalar, ihale edilmeksizin ihtisaslaşmış Devlet kuruluşlarına Bakan onayı ile verilebilir.”
MADDE 19 – 3213 sayılı Kanunun 47 nci maddesine ikinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğünün 14/6/1935 tarihli ve 2804 sayılı Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü Kanununun 5 inci maddesine göre maden ruhsat sahipleri ile yapmış olduğu arama ve araştırma tip sözleşmeleri maden siciline bilgi amaçlı şerh edilir.”
MADDE 20 – 3213 sayılı Kanunun ek 1 inci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Türkiye Taşkömürü Kurumu ile Türkiye Kömür İşletmeleri, uhdelerinde bulunan maden ruhsatlarını işletmeye, işlettirmeye, bunları bölerek yeni ruhsat talep etmeye ve bu ruhsatları ihale etmeye yetkilidir. Bu fıkra kapsamında yapılacak ihale sonucunda Türkiye Taşkömürü Kurumu ile Türkiye Kömür İşletmeleri, ihaleyi kazananla yapacağı sözleşme hükümleri saklı kalmak kaydıyla ihale edilen sahayı devredebilir ve ihaleyi kazanan adına ruhsat düzenlenebilir. Ruhsat devrine esas olan sözleşme ilgili ruhsatın siciline şerh edilir. Genel Müdürlük bu sözleşmenin tarafı değildir. Ancak, Türkiye Taşkömürü Kurumunun halen kendisi tarafından doğrudan işletilen işletme izin alanlarında oluşturulacak ruhsatlar bu madde kapsamında ihale edilemez. Kamu kurum ve kuruluşları ruhsat sahalarındaki rödövansçılarının rödövansa konu olan kısmını ruhsat sahalarından bölerek rödövans sözleşmesinin hükümleri saklı kalmak kaydıyla rödövans sözleşmesi sona erene kadar rödövans sözleşmesini yaptığı kişiye devredebilir ve rödövansçı adına ruhsat düzenlenebilir. Ruhsat devrine esas olan rödövans sözleşmesi ilgili ruhsatın siciline şerh edilir. Genel Müdürlük bu sözleşmenin tarafı değildir. Bu fıkra kapsamında devredilmiş olan ruhsat sahalarında yapılacak madencilik faaliyetlerinden doğacak Maden Kanunu, İş Kanunu, iş sağlığı ve güvenliği ile ilgili idari, mali ve hukuki sorumluluklar ruhsatı devralana aittir.”
MADDE 21 – 3213 sayılı Kanunun ek 7 nci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlığın” ibaresi “Genel Müdürlüğün” şeklinde değiştirilmiş ve fıkraya aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“Genel Müdürlük rödövans sözleşmelerinin tarafı değildir.”
MADDE 22 – 3213 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 38 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla ruhsat süresinin bitimine bir yıldan daha az süre kalan ruhsatlar için 24 üncü maddenin ikinci fıkrasında belirtilen altı aylık süre hükmü uygulanmaz.
24 üncü maddenin üçüncü fıkrasında belirtilen ruhsat sürelerini aşan şekilde temdit edilmiş ruhsatlar temdit süresi sonuna kadar geçerli olup bu ruhsatlar azami ruhsat sürelerini aşacak şekilde temdit edilemez. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihte ruhsat süresi bitmiş olup sonuçlanmamış temdit talepleri ise 24 üncü maddenin üçüncü fıkrasındaki azami ruhsat sürelerini aşacak şekilde ruhsat süresinin bitiş tarihinden itibaren beş yılı aşmayacak şekilde temdit edilebilir.
GEÇİCİ MADDE 39 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce V. Grup maden ruhsat sahaları için 16 ncı maddenin onbirinci fıkrası kapsamında verilen zaruri üretim ve/veya pasa değerlendirme izinleri iptal edilir. IV. Grup madenlerin işletme izin alanlarıyla V. Grup madenlerin işletme izin alanlarının çakışması durumunda, V. Grup madenlerin işletme izin alanları taksir edilir.
GEÇİCİ MADDE 40 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatlarındaki mümkün ve muhtemel rezerv alanlarının, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren IV. Grup maden işletme ruhsat sahalarında on yıl, diğer grup maden işletme ruhsat sahalarında beş yıl içinde Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmeyen alanlar taksir edilir. Bu kapsamdaki işletme ruhsatlarında mümkün ve muhtemel rezerv alanlarının Ulusal Maden Kaynak ve Rezerv Raporlama Koduna göre kaynak ve/veya rezerv haline getirilmesine yönelik yapılacak faaliyetlerde 17 nci maddenin dokuzuncu fıkrası hükmü uygulanır. Bu kapsamdaki işletme ruhsatlarında, işletme izin alanı dışında kalan alanlarda görünür rezervin tespitine yönelik yapılacak arama faaliyetlerinde alınması gerekli izinler arama ruhsatları ile aynı hükümlere tabidir.
GEÇİCİ MADDE 41 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatlarının maden işletme faaliyetleri yapılamayacak nitelikteki küçük alanları ruhsat sahibinin ve/veya bu alana mücavir ruhsat sahibinin talebi üzerine Genel Müdürlükçe taksir edilebilir. Bu kapsamda oluşan ihalelik sahalar taksir edildiği ruhsatın mücaviri sayılmaz.
GEÇİCİ MADDE 42 – 31/12/2019 tarihi dâhil bu tarihten önce düzenlenmiş işletme ruhsatları için ödenmesi gereken 2020 yılı işletme ruhsat bedeli hesaplanırken, ruhsatın yürürlükte kaldığı takvim yılı sayısı (RS) bir (1) olarak alınır. 31/12/2019 tarihine kadar 6592 sayılı Kanunun 9 uncu maddesi ile değişik 13 üncü maddesi hükümleri uyarınca arama ve işletme ruhsat bedeli alınmaya devam olunur.”
MADDE 23 – 3213 sayılı Kanunun;
a) 29 uncu maddesinin sekizinci fıkrasında yer alan “Bakanlık bütçesinden” ibaresi “Genel Müdürlük bütçesinden” ve onüçüncü fıkrasında yer alan “0,5’i” ibaresi “1’i” şeklinde,
b) 32 nci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “Bakanlık tarafından” ibaresi “Genel Müdürlük tarafından” şeklinde,
c) 35 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlık bütçesine” ibaresi “Genel Müdürlük bütçesine” şeklinde,
ç) 43 üncü maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “Bakanlıktan alacağı” ibaresi “Genel Müdürlükten alacağı” şeklinde, üçüncü fıkrasında yer alan “Bakanlığa” ibaresi “Genel Müdürlüğe” şeklinde,
d) 44 üncü maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “Bakanlıkça kendisine” ibaresi “Genel Müdürlükçe kendisine” şeklinde,
e) 46 ncı maddesinin birinci ve üçüncü fıkralarında yer alan “Bakanlığa müracaat” ibareleri “Genel Müdürlüğe müracaat” şeklinde, dokuzuncu fıkrasında yer alan “Bakanlıkça tespiti” ibaresi “Genel Müdürlükçe tespiti” şeklinde, onuncu fıkrasında yer alan “Bakanlığın müracaatı” ibaresi “Genel Müdürlüğün müracaatı” şeklinde,
f) Ek 15 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “Bakanlıkça şerh edilmiş” ibaresi “Genel Müdürlükçe izin verilmiş” şeklinde,
değiştirilmiştir.
MADDE 24 – 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanununun 14 üncü maddesinin birinci fıkrasının (e) bendine “ölçü aletlerinin” ibaresinden sonra gelmek üzere “muayenelerinin veya” ibaresi ve fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“h) Ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapmak için Bakanlık tarafından yetkilendirilen servislerin, yetki kapsamındaki hizmetlerde ilgili kanun ve yönetmeliklere aykırı faaliyette bulunması,”
MADDE 25 – 3516 sayılı Kanunun 15 inci maddesinin birinci fıkrasının (c), (d) ve (e) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve fıkraya aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“c) Damgası kopmuş, bozulmuş, damga süresi geçmiş ölçü aletini kullanan kişiye, ölçü aletinin türüne ve kullanıldığı işin niteliğine göre beşyüz Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.
d) Yetkisiz olduğu halde, bu Kanun kapsamına giren ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapan kişiye, ikibin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir.
e) Ayarı doğru olmayan ölçü aletlerini kullanan kişiye, ölçü aletinin türüne ve kullanıldığı işin niteliğine göre ikiyüz Türk Lirasından ikibin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.”
“h) Ölçü aletlerinin muayenelerini veya tamir ve ayarını yapmak için Bakanlık tarafından yetkilendirilen servislerin, yetki kapsamındaki hizmetlerde ilgili kanun ve yönetmeliklere aykırı faaliyette bulunması halinde ikibin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir.
i) Uluslararası birimler sistemine göre yapılmamış olan veya bu sisteme göre imal edilmiş olmakla beraber nitelikleri bakımından bu Kanun hükümlerine uygun bulunmayan ölçü ve ölçü aletlerini ticaret maksadıyla imal eden, ithal eden, satan, satışa arz eden, satın alan veya bulunduran kişiye onbin Türk Lirasından ellibin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.
j) Damgalanmamış ölçü ve ölçü aletlerini satan, satışa arz eden veya ticari ilişkide kullanan kişiye bin Türk Lirasından onbin Türk Lirasına kadar idarî para cezası verilir. Ayrıca bu ölçü aletlerine el konularak mülkiyetinin kamuya geçirilmesine karar verilir.”
MADDE 26 – 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanununun 16 ncı maddesinin birinci ve ikinci fıkraları yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 27 – 3516 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 3 – 15 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendine giren fiilleri 1/12/2018 tarihinden önce işleyenler hakkında bu bent hükümleri uygulanmaz. Bu kapsamdaki ölçü aletleri için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren doksan gün içinde periyodik muayene başvurusunda bulunanlar muayene ve damgası yapıldıktan sonra söz konusu ölçü aletlerini kullanabilir. Bu süre içinde periyodik muayene için başvuruda bulunmayanlar ise söz konusu ölçü aletini kullanamaz. Kullananlar hakkında belirtilen bent uyarınca işlem yapılır.”
MADDE 28 – 27/10/1999 tarihli ve 4458 sayılı Gümrük Kanununun 237 nci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “% 4’ü” ibaresi “%6’yı” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 29 – 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (ğ) bendinde yer alan “, bilgi işlem altyapısını sağlamak ve yürütmek” ibaresi madde metninden çıkarılmış, (h) bendinden sonra gelmek üzere aşağıdaki (ı) bendi eklenmiş, mevcut bentler buna göre teselsül ettirilmiş ve ekli (1) sayılı listede belirtilen kadro ihdas edilerek Kanuna ekli (I) sayılı cetvele eklenmiştir.
“ı) Bilgi İşlem Dairesi Başkanlığı: Kurum bilişim stratejisini hazırlamak ve uygulamak, yazılım ve donanım altyapısı dahil olmak üzere bilişim alanı ile ilgili tüm işleri yürütmek.”
MADDE 30 – 4/12/2003 tarihli ve 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununun 3 üncü maddesinin üçüncü fıkrasının ikinci cümlesinde yer alan “, bayi sayısı, depolama kapasitesi (işletme stok kapasitesi hariç) konularında sayısal büyüklüklerle sınırlama yapılmaz” ibaresi madde metninden çıkarılmış ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Kurum, lisans sahiplerinden bu Kanun kapsamındaki mali yükümlülüklerinin tahsilinde kullanmak üzere Kurulca belirlenecek hususlarda teminat mektubu talep edebilir. Teminat mektubu alınacak lisans türleri, teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.”
MADDE 31 – 5015 sayılı Kanunun 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan “yarısının” ibaresi “tamamının” şeklinde, “geçiş ücreti hariç” ibaresi “geçiş ücreti dahil” şeklinde, üçüncü fıkrasında yer alan “Ras Gharib (21.5 API)” ibaresi “Arab Heavy (27.5 API)” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 32 – 5015 sayılı Kanunun 19 uncu maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 19 – Bu Kanuna veya ilgili mevzuata aykırı faaliyet gösterilmesi hâlinde sorumluları hakkında Kurulca aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Aşağıdaki hallerde iki milyon Türk Lirasından az olmamak ve on milyon Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının binde ondördü oranında idari para cezası uygulanır:
1) Rafinerici, dağıtıcı, taşıma, ihrakiye, işleme, depolama, iletim, madeni yağ üretimi ve serbest kullanıcı lisansı kapsamına giren faaliyetlerin lisans almaksızın yapılması.
2) 18 inci maddenin ihlali.
3) 4 üncü maddenin dördüncü fıkrasının (l) bendinin ihlali.
4) 8 inci maddenin ikinci fıkrasının (b) bendinin ihlali.
b) Bayilik lisansı sahipleri yönünden (a) bendinde yer alan cezaların yarısı uygulanır.
c) Ulusal marker ekleme işlemlerine nezaret etmek üzere yetki verilen bağımsız gözetim firmalarına, yükümlülüklerini yerine getirmemeleri hâlinde ulusal markere ilişkin olarak lisans sahibine (a) bendi uyarınca uygulanan cezanın dörtte biri uygulanır.
ç) Aşağıdaki hallerde bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sorumlulara, bir milyon iki yüz elli bin Türk Lirasından az olmamak ve altı milyon iki yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onikisi oranında idari para cezası uygulanır:
1) 9 uncu maddede yer alan kısıtlamalara uyulmaması (yedinci fıkra hariç).
2) 5 inci, 6 ncı ve 7 nci maddelerin ihlali.
3) Kurumca, 10 uncu madde gereği yapılan uygulamaların dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi veya engellemeye teşebbüs edilmesi.
d) Aşağıdaki hallerde sorumlulara, beş yüz elli bin Türk Lirasından az olmamak ve iki milyon yedi yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onbiri oranında idari para cezası uygulanır:
1) 4 üncü maddenin üçüncü fıkrasının ihlali.
2) Bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere 4 üncü maddenin üçüncü fıkrası ile dördüncü fıkrasının (d) ve (l) bendi dışındaki hükümlerinin ihlali.
3) Bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sahip olunan lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
4) 12 nci maddede yer alan hükümler dahilinde iletim ve depolama tesislerine erişimin dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi.
5) 17 nci maddenin ihlali.
e) Serbest kullanıcı lisansı sahiplerince (d) bendinde yer alan fiillerin işlenmesi hâlinde, elli bin Türk Lirasından az olmamak ve yüz bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde beşi oranında idari para cezası uygulanır.
f) Aşağıdaki hallerde sorumlulara yüz yirmi beş bin Türk Lirasından az olmamak ve altı yüz yirmi beş bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onu oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisans almaksızın bayilik faaliyeti yapılması.
2) 9 uncu maddenin yedinci fıkrasının ihlali.
3) 8 inci maddenin ihlali (8 inci maddenin ikinci fıkrasının (b) bendi hariç).
4) Bayilik lisansı sahiplerince lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
5) 4 üncü maddenin üçüncü fıkrası ile dördüncü fıkrasının (d) ve (l) bendi dışındaki hükümlerinin bayilik lisansı sahiplerince ihlali.
6) Bayilik lisansı sahiplerince 10 uncu maddenin ihlali.
g) Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca ulusal petrol stoğu tutma yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, tespit tarihinde eksik tutulan her bir ton ürün için iki yüz elli Türk Lirası idari para cezası verilir. Eksik tutulan stok miktarının hesabında ton küsuratı dikkate alınmaz. Bu bent kapsamında uygulanan idari para cezası, ulusal petrol stoğunun tamamlayıcı kısmının finansmanı için kullanılır.
ğ) Kurum tarafından yapılan düzenlemeler uyarınca biodizel, etanol ve benzeri harmanlama yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, eksik harmanlanan her bir metreküp ürün için iki yüz elli Türk Lirası idari para cezası uygulanır.
h) Yukarıda belirtilenlerin dışında kalan ancak bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına uymayanlara Kurumca yüz on bin Türk Lirasından az olmamak ve beş yüz elli bin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde sekizi oranında idari para cezası uygulanır.
Ceza uygulanan bir fiilin iki yıl geçmeden aynı kişi tarafından tekrar işlenmesi hâlinde, idari para cezaları iki kat olarak uygulanır.
Bu Kanunun 20 nci maddesi ve bu madde hükümlerine göre yürütülen idari işlemler, lisans sahibinin Kuruma bildirdiği elektronik tebligat adresine tebliğ edilir. Kuruma bildirilen elektronik tebligat adresine tebligatın zorunlu bir sebeple yapılamaması hâlinde Kuruma bildirilen adrese yapılan bildirim tebligat yerine geçer.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezaları tebliğ tarihinden itibaren bir ay içinde ödenir. Süresinde ödenmeyen idari para cezaları, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanun hükümleri gereğince tahsil edilmek üzere ilgili vergi dairesine gönderilir.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması, ilgili vergi dairesine idari para cezasına ilişkin banka teminat mektubu verilmesi durumu hariç tahsil işlemlerini durdurmaz. Teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.
Kurul, bu maddede belirtilen fiillerin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının olmaması veya tespitinin yapılamaması hâlinde, tespit edeceği akaryakıt ikmali veya satışı ve benzeri delillerden hareketle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde, hiçbir tespit yapılamaması hâlinde ise mevzuata aykırı fiili icra edenin petrol piyasası faaliyetinin emsali olabilecek petrol piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatını esas almak suretiyle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde ceza tayininde bulunur.”
MADDE 33 – 5015 sayılı Kanunun 20 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 20 – İdari yaptırımlar; tedbirler, lisans iptalleri ve idari para cezalarından oluşur. Bu Kanuna göre idari para cezaları, tedbirler ve lisans iptallerinin uygulanması bu Kanunun diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları, alınan tedbirler ve lisans iptalleri diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
Bu Kanuna göre idari yaptırımlar aşağıdaki usulde yürütülür:
a) Lisans sahibi kişiler hakkında bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiiller için ilgilisine Kurum veya Kurumca yetkilendirilen kuruluşlar tarafından, otuz gün içerisinde aykırılığın giderilmesi, aksi halde hakkında geçici durdurma yapılabileceği ihtar edilir. Verilen ihtar süresi sonunda mevzuata aykırı durumu devam ettirenlerin ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiilin tespit tarihinden itibaren iki yıl içerisinde tekrar edilmesi hâlinde ise ihtar işlemi uygulanmaksızın ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Geçici durdurma süresince, tehlikeli eylemin veya kötüniyetin veya ürünlerde zarar oluşmasının önlenmesi ile faaliyetin durdurulmasına neden olan durumun ortadan kaldırılmasına ilişkin faaliyetler dışında hiçbir piyasa faaliyeti yapılamaz. Geçici durdurma süresi sonunda da tespit edilen aykırılıklar giderilmezse, faaliyetin durdurulmasına devam edilerek soruşturma başlatılır ve gerekli idari yaptırımlar uygulanır. Lisans iptalleri Kurumca yapılacak soruşturma neticesine göre karara bağlanır. Yapılan geçici durdurma sonrasında mevzuata aykırı durumun ortadan kalkması hâlinde geçici durdurma hali sona erdirilir.
b) Lisans sahibi kişiler hakkında, bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde, niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan fiiller ile 5607 sayılı Kanunda belirtilen akaryakıt kaçakçılığına ilişkin fiiller için ilgilisi hakkında Kurum tarafından doğrudan idari soruşturma başlatılarak gerekli yaptırımlar uygulanır. Lisans sahibinin ilgili piyasa faaliyeti niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan, kötüniyet veya tehlikeli eylem sonucunu doğuran fiilleri nedeniyle Kurumca geçici olarak durdurulabilir.
c) 5607 sayılı Kanunda belirtilen kaçakçılık fiillerinin işlendiği tespit edilen rafineri hariç her türlü tesiste lisansa tabi tüm faaliyetler kovuşturmaya yer olmadığına dair karar veya mahkeme kararı kesinleşinceye kadar Kurum tarafından geçici olarak durdurulur ve bu süre içinde söz konusu tesis için başka bir gerçek veya tüzel kişiye de lisans verilmez. Kesinleşmiş mahkeme kararına göre lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Lisans sahibine verilen idari para cezası ödenmeden lisansa konu tesis için lisans verilmez.
ç) Kaçakçılık fiilinin sadece ulusal marker seviyesi ile ilgili olması durumunda, geçici durdurma kararı akredite laboratuvar analiz sonucuna göre verilir. Akredite laboratuvar analiz sonucunun bildirilmesine kadar kaçak akaryakıt satışını engelleyecek idari tedbirler Kurum tarafından alınır. Seyyar kontrol cihazı ile yapılan ulusal marker kontrol sonucunun geçersiz çıkması hâlinde, alınan numune en geç beş iş günü içinde laboratuvara teslim edilir. Laboratuvar, yapılması istenilen analizleri numune özellikleri değişime uğramadan onbeş gün içinde yapar ve sonucunu en geç üç iş günü içinde Kuruma ve ilgililerine bildirir.
d) Lisans almaksızın lisansa tabi bir faaliyet gösterildiğinin tespiti hâlinde, tesisler, lisans alınıncaya veya bu Kanuna göre lisans gerektirmeyen faaliyet gösterecek hale getirilinceye kadar mühürlenir ve ilgililer hakkında soruşturma başlatılır. Mühürlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
e) Bu Kanuna göre yapılan talep veya işlemlerde, kanuna karşı hile veya yalan beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde lisans iptal olunur.
f) Kaçak ürün ikmal edenlerin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan ürün ikmal edenler zararı tazmin etmekle yükümlüdür. Teknik düzenlemelere uygun olmayan akaryakıt ikmali nedeniyle kullanıcıya verilen zarar ve hasarların tazmini hususu, lisans sahibi gerçek ve tüzel kişilerin lisanslarında ve sözleşmelerinde yer alır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar çıkarılan yönetmelikle belirlenir.
Mühürlemeye rağmen, faaliyetlerini sürdüren gerçek kişiler ile tüzel kişilerin suçun işlenişine iştirak eden yetkilileri hakkında, 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununun 203 üncü maddesi hükümleri uygulanır.”
MADDE 34 – 5015 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 6 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurulca idari para cezası verilmemiş olan ve Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı bulunan fiiller için, 20 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen ihtar yapıldıktan sonra sonucuna göre gerekirse idari soruşturma başlatılarak yaptırımlar uygulanır. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisansı sonlandırılan veya iptal edilenler hakkında düzeltme imkânı bulunan fiiller için herhangi bir idari işlem tesis edilmez.
Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurul kararına bağlanmış ancak tahsilatı tamamlanmamış olan idari para cezaları, işlenen fiil için bu Kanunla birlikte daha düşük bir idari para cezası uygulanmasının öngörülmesi hâlinde, ilgili vergi dairesince 19 uncu maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan asgari maktu hadden tahsil edilir. Kısmen veya tamamen tahsil edilen idari para cezaları iade edilmez.
GEÇİCİ MADDE 7 – 20 nci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi, 11/4/2013 tarihinden önce kira sözleşmesi veya benzeri şekilde kullanım hakkı devredilmiş ve devralan adına lisanslandırılmış tesislerde, bu lisans süresince 5607 sayılı Kanunda belirtilen kaçakçılık fiillerinin işlenmesi durumunda, belirtilen tarihten önce kullanım hakkını devreden ayni hak sahiplerinin, söz konusu fiillerden dolayı şüpheli, sanık veya hükümlü olmaması kaydıyla ve bu maddenin yürürlük tarihinden itibaren üç ay içinde Kuruma yeni lisans için başvurulması hâlinde, söz konusu tesis için uygulanmaz. Varsa mevcut geçici durdurma hali ancak yeni lisans verilmesi durumunda kaldırılır.”
MADDE 35 – 2/3/2005 tarihli ve 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun 16 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 16 – Bu Kanuna veya ilgili mevzuata aykırı faaliyet gösterilmesi hâlinde sorumluları hakkında Kurulca aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Aşağıdaki hallerde otogaz bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sorumlulara, beşyüzbin Türk Lirasından az olmamak ve onmilyon Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde ondördü oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisansa tabi faaliyetlerin lisans alınmaksızın yapılması.
2) 4 üncü maddenin son fıkrasının ihlali.
b) Aşağıdaki hallerde sorumlulara ikiyüzellibin Türk Lirasından az olmamak ve ikimilyonyediyüzellibin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onikisi oranında idari para cezası uygulanır:
1) Dördüncü fıkrasının (ç), (h) ve (ı) bentleri ile son fıkrası hariç 4 üncü madde hükümlerinin ihlali.
2) Otogaz bayilik faaliyetinde bulunanlar hariç olmak üzere sahip olunan lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
3) Dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentleri hariç 5 inci ve 6 ncı maddenin ihlali.
4) 10 uncu madde gereği Kurum tarafından yapılan uygulamaların dolaylı veya dolaysız olarak engellenmesi veya engellemeye teşebbüs edilmesi.
c) Aşağıdaki hallerde sorumlulara yüzbin Türk Lirasından az olmamak ve beşyüzbin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onbiri oranında idari para cezası uygulanır:
1) Lisans alınmaksızın bayilik faaliyetinin yapılması.
2) Otogaz bayilik lisansı sahiplerince lisansın verdiği haklar dışında faaliyet gösterilmesi.
3) İkinci fıkrasının (4) numaralı bendi hariç 7 nci maddenin ihlali.
4) Otogaz bayilik lisansı sahiplerince 10 uncu maddenin ihlali.
5) 13 üncü, 14 üncü ve 15 inci madde hükümlerinin ihlali.
6) Dördüncü fıkrasının (ç), (h) ve (ı) bentleri ile son fıkrası hariç 4 üncü madde hükümlerinin otogaz bayilik lisansı sahiplerince ihlali.
ç) 7 nci maddenin ikinci fıkrasının (4) numaralı bendinin ihlali hâlinde otogaz bayilik lisansı sahiplerine yüzbin Türk Lirasından az olmamak ve beşyüzbin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde onu oranında idari para cezası uygulanır.
d) 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununun 16 ncı maddesi uyarınca ulusal petrol stoğu tutma yükümlülüğü bulunan lisans sahiplerine, tespit tarihinde eksik tutulan her bir ton ürün için ikiyüzelli Türk Lirası idari para cezası verilir. Eksik tutulan stok miktarının hesabında ton küsuratı dikkate alınmaz. Bu bent kapsamında uygulanan idari para cezası, ulusal petrol stoğunun tamamlayıcı kısmının finansmanı için kullanılır.
Yukarıda belirtilenlerin dışında kalan ancak bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuat veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına uymayanlara Kurumca onbin Türk Lirasından az olmamak ve ellibin Türk Lirasını geçmemek üzere fiilin işlendiği tarihten bir önceki yılda ilgili lisansa konu LPG piyasası faaliyetine ilişkin net satış hasılatının binde sekizi oranında idari para cezası uygulanır.
Ancak, 5 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentlerinin ihlali veya LPG tesislerinin ve tüplerinin teknik düzenlemelere aykırılığının tespiti hâlinde bu Kanun hükümleri uygulanmaz. 5 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (c) bendinin (4), (5) ve (6) numaralı alt bentlerinin ihlali veya LPG tesislerinin ve tüplerinin teknik düzenlemelere aykırılığının tespiti hâlinde konu ile ilgili diğer kanun hükümleri yetkili idareler tarafından uygulanır.
Lisansa tabi olmayan faaliyetleri yürüten ve bu Kanunun getirdiği yükümlülüklere, ikincil mevzuata, Kurul kararlarına uymayanlar hakkında bu madde hükümleri uygulanmaz. Söz konusu kişiler hakkında diğer mevzuat hükümleri kapsamında yetkili idareler tarafından gerekli yaptırımlar uygulanır.
Ceza uygulanan bir fiilin iki yıl geçmeden aynı kişi tarafından tekrar işlenmesi hâlinde idari para cezaları iki kat olarak uygulanır.
Bu Kanunun 17 nci maddesi ve bu madde hükümlerine göre yürütülen idari işlemler, lisans sahibinin Kuruma bildirdiği elektronik tebligat adresine tebliğ edilir. Kuruma bildirilen elektronik tebligat adresine tebligatın zorunlu bir sebeple yapılamaması hâlinde Kuruma bildirilen adrese yapılan bildirim tebligat yerine geçer.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezaları tebliğ tarihinden itibaren bir ay içinde ödenir. Süresinde ödenmeyen idari para cezaları, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanun hükümleri gereğince tahsil edilmek üzere ilgili vergi dairesine gönderilir.
Bu Kanun kapsamında verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması, ilgili vergi dairesine idari para cezasına ilişkin banka teminat mektubu verilmesi durumu hariç tahsil işlemlerini durdurmaz. Teminat mektubunun miktarı, türü, hangi şartlarda paraya çevrileceği ve diğer hususlar Kurumca yapılacak düzenlemeler ile belirlenir.
Kurul, bu maddede belirtilen fiillerin icra edildiği tesiste bir önceki yılda lisansa konu LPG piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatının olmaması veya tespitinin yapılamaması hâlinde, tespit edeceği LPG ikmali veya satışı ve benzeri delillerden hareketle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili fıkralarında belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde, hiçbir tespit yapılamaması hâlinde ise mevzuata aykırı fiili icra edenin LPG piyasası faaliyetinin emsali olabilecek LPG piyasası faaliyetinden elde edilen net satış hasılatını esas almak suretiyle fiile ilişkin olarak bu maddenin ilgili yerlerinde belirlenmiş olan oranlar ve asgari azami had dâhilinde ceza tayininde bulunur.”
MADDE 36 – 5307 sayılı Kanunun 17 nci maddesi başlığıyla birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“İdari yaptırımlar
MADDE 17 – İdari yaptırımlar; tedbirler, lisans iptalleri ve idari para cezalarından oluşur. Bu Kanuna göre idari para cezaları, tedbirler ve lisans iptallerinin uygulanması bu Kanunun diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanuna göre verilen idari para cezaları, alınan tedbirler ve lisans iptalleri diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
Bu Kanuna göre idari yaptırımlar aşağıdaki usulde yürütülür:
a) Lisans sahibi kişiler hakkında bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiiller için ilgilisine Kurum veya Kurumca yetkilendirilen kuruluşlar tarafından, otuz gün içerisinde aykırılığın giderilmesi, aksi halde hakkında geçici durdurma yapılabileceği ihtar edilir. Verilen ihtar süresi sonunda mevzuata aykırı durumu devam ettirenlerin ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olan fiilin tespit tarihinden itibaren iki yıl içerisinde tekrar edilmesi hâlinde ise ihtar işlemi uygulanmaksızın ilgili piyasa faaliyeti altmış gün süre ile geçici olarak durdurulur. Geçici durdurma süresince, tehlikeli eylemin veya kötüniyetin veya ürünlerde zarar oluşmasının önlenmesi ile faaliyetin durdurulmasına neden olan durumun ortadan kaldırılmasına ilişkin faaliyetler dışında hiçbir piyasa faaliyeti yapılamaz. Geçici durdurma süresi sonunda da tespit edilen aykırılıklar giderilmezse, faaliyetin durdurulmasına devam edilerek soruşturma başlatılır ve gerekli idari yaptırımlar uygulanır. Lisans iptalleri Kurumca yapılacak soruşturma neticesine göre karara bağlanır. Yapılan geçici durdurma sonrasında mevzuata aykırı durumun ortadan kalkması hâlinde geçici durdurma hali sona erdirilir.
b) Lisans sahibi kişiler hakkında, bu Kanuna, ikincil mevzuata veya lisans hükümlerine, Kurul kararlarına aykırı davranılması hâlinde; niteliği itibarıyla düzeltme imkânı olmayan fiiller ile 21/3/2007 tarihli ve 5607 sayılı Kaçakçılıkla Mücadele Kanununda belirtilen akaryakıt kaçakçılığına ilişkin fiiller için ilgilisi hakkında Kurum tarafından doğrudan idari soruşturma başlatılarak gerekli yaptırımlar uygulanır. Lisans sahibinin ilgili piyasa faaliyeti, niteliği itibarıyla düzeltme imkanı olmayan, kötüniyet veya tehlikeli eylem sonucunu doğuran fiilleri nedeniyle Kurumca geçici olarak durdurulabilir.
c) Lisans almaksızın lisansa tabi bir faaliyet gösterildiğinin tespiti hâlinde, tesisler, lisans alınıncaya veya bu Kanuna göre lisans gerektirmeyen faaliyet gösterecek hale getirilinceye kadar mühürlenir ve ilgililer hakkında soruşturma başlatılır. Mühürlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
ç) Bu Kanuna göre yapılan talep veya işlemlerde, kanuna karşı hile veya yalan beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde lisans iptal olunur.
d) Kaçak LPG ile piyasa faaliyetinde bulunan lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG’yi piyasa faaliyetine konu etme fiilini, lisans süresince, aynı lisansla beş defa işleyen lisans sahiplerinin lisansı iptal edilir. Teknik düzenlemelere uygun olmayan LPG ikmali nedeniyle kullanıcıya verilen zarar ve hasarların tazmini hususu, kullanıcıların muhatap olduğu lisans sahibi gerçek veya tüzel kişilerin lisanslarında ve sözleşmelerinde yer alır. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir.
Mühürlemeye rağmen, faaliyetlerini sürdüren gerçek kişiler ile tüzel kişilerin suçun işlenişine iştirak eden yetkilileri hakkında, 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununun 203 üncü maddesi hükümleri uygulanır.”
MADDE 37 – 5307 sayılı Kanuna aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 8 – Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurulca idari para cezası verilmemiş olan ve Kurul tarafından belirlenen niteliği itibarıyla düzeltme imkânı bulunan fiiller için, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen ihtar yapıldıktan sonra sonucuna göre gerekirse idari soruşturma başlatılarak yaptırımlar uygulanır. Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisansı sonlandırılan veya iptal edilenler hakkında düzeltme imkânı bulunan fiiller için herhangi bir idari işlem tesis edilmez.
Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurul kararına bağlanmış ancak tahsilatı tamamlanmamış olan idari para cezaları, işlenen fiil için bu Kanunla birlikte daha düşük bir idari para cezası uygulanmasının öngörülmesi hâlinde, ilgili vergi dairesince 16 ncı maddenin ilgili bentlerinde belirlenmiş olan asgari maktu hadden tahsil edilir. Kısmen veya tamamen tahsil edilen idari para cezaları iade edilmez.”
MADDE 38 – 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6 ncı maddesinin beşinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“Tamamı yenilenebilir olmak üzere birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan üretim tesislerinde üretilerek sisteme verilen net enerji miktarının YEK Destekleme Mekanizmasından faydalanmasına ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 39 – 5346 sayılı Kanunun 6/C maddesine birinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim lisansları için bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten sonra 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesi kapsamında yapılacak kapasite artışı lisans tadili EPDK tarafından uygun görülenler söz konusu kapasite artışı için YEK Destekleme Mekanizmasından yararlanamaz. Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar EPDK tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.
İkinci fıkra kapsamında işletmeye alınan kapasite için 4628 sayılı Kanun ve 6446 sayılı Kanun uyarınca ödenmesi taahhüt edilen katkı payı veya katılım bedeli ödeme zorunluluğunu ortadan kaldırmaz.”
MADDE 40 – 18/4/2007 tarihli ve 5627 sayılı Enerji Verimliliği Kanununun 5 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinin (2) numaralı alt bendinde yer alan “üç” ibaresi “beş” şeklinde ve alt bendin üçüncü cümlesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Şirketler, Bakanlık tarafından belirlenen yetki belgesi bedelini yetkilendirme anlaşması yaptıkları kurum veya kuruluşa öder.”
MADDE 41 – 5627 sayılı Kanunun 8 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinin (1) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, fıkranın (b) bendinin (1) numaralı alt bendinde yer alan “yüzbin” ibaresi “ikiyüzbin” şeklinde değiştirilmiş, alt bende aşağıdaki cümle eklenmiş ve fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“1) Endüstriyel işletmeler tarafından Genel Müdürlüğe sunulan ve Bakanlık tarafından onaylanan projesinde belirlenmiş bedelleri en fazla birmilyon Türk Lirası olan uygulama projeleri bedellerinin en fazla yüzde yirmisi oranında desteklenir. Cumhurbaşkanı kararı ile proje bedeli limiti en fazla beş katına kadar, destek oranı ise en fazla iki katına kadar artırılabilir.”
“Cumhurbaşkanı kararı ile destek miktarı en fazla beş katına kadar, enerji gideri oranı ise en fazla iki katına kadar artırılabilir.”
“d) Yıllık toplam enerji tüketimleri beşyüz TEP ile bin TEP arasında olan işletmeler, bu Kanun kapsamında endüstriyel işletmeler için tanımlanan yükümlülükleri sağlamak kaydıyla birinci fıkranın (a) ve (b) bentlerindeki desteklere başvurabilirler.”
MADDE 42 – 18/4/2007 tarihli ve 5627 sayılı Enerji Verimliliği Kanununun 11 inci maddesinin birinci fıkrasının (c) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 43 – 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (b) bendinde yer alan “beş” ibaresi “sekiz” şeklinde, yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(7) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla alınan lisanslar ve/veya bu lisanslar kapsamındaki tesisler için lisanslarında belirlenen sahaların dışına çıkılmaması ve TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketinden alınan tadil kapsamındaki bağlantı görüşünün olumlu olması hâlinde kapasite artışı, modernizasyon, yenileme yatırımları ve tadilatlara izin verilir.”
“(8) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri ile üretim faaliyetinde bulunacak tüzel kişilerin ön lisans ve lisanslarının verilmesi, tadili, sona erdirilmesi, iptali, süreleri, süre uzatımı, yenilenmesi ve lisans kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin askıya alınması ile bu tüzel kişilerin piyasa faaliyetlerine ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir.”
MADDE 44 – 6446 sayılı Kanuna aşağıdaki ek madde eklenmiştir.
“EK MADDE 2- (1) 31/8/1956 tarihli ve 6831 sayılı Orman Kanunu kapsamındaki Devlet ormanları ile 9/8/1983 tarihli ve 2873 sayılı Milli Parklar Kanunu kapsamındaki alanlarda yapılacak olan, enerji iletim/dağıtım tesislerinin emniyet alanları içinde kalan sahalar ile bu tesislerin yapımı, bakımı, onarımı ve ulaşımı için gerekli olan alanların ilgili mevzuata göre alınması gereken izin ve işlemleri, müracaat tarihinden itibaren, ilgili kurum ve kuruluşlar tarafından altmış gün içinde sonuçlandırılır. Alınması gereken arazi izin bedeli başkaca bir indirim yoksa %50 indirimli uygulanır.
(2) Kırkdokuz yıllık kesin izin süresi sonunda, yükümlülüklerinin tamamını yerine getirmiş, taahhüt senetlerine uygunluk sağlamış enerji üretim/iletim/dağıtım tesislerine ait izin ve işlemleri, talep edilmesi hâlinde son ödenen arazi izin bedeli 4/1/1961 tarihli ve 213 sayılı Vergi Usul Kanunu uyarınca belirlenen yeniden değerleme oranında artırılmak sureti ile doksandokuz yıla kadar uzatılır.
(3) 1/1/2018 tarihinden önce orman vasfındaki sahalarda tesis edilmesine rağmen 6831 sayılı Kanun ve 2873 sayılı Kanun kapsamında orman izin işlemleri tamamlanmamış olan enerji üretim/iletim/dağıtım tesisleri, bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir yıl içinde ilgili mevzuat hükümleri kapsamında başvuru tarihindeki tüm bedeller ödenerek izinli hale getirilir. Bu izinler için geçmiş yıllara ait herhangi bir bedel alınmaz.”
MADDE 45 – 2/7/2018 tarihli ve 702 sayılı Nükleer Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri ile Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılması Hakkında Kanun Hükmünde Kararnamenin 4 üncü maddesinin dokuzuncu fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(9) Yetkilendirilen tüzel kişiler, tesisi oluşturan yapı, sistem ve bileşenlerin inşa, imalat ve montaj süreçleri ile saha araştırmalarının denetimine yönelik olarak, Kurum tarafından yetkilendirilen özel hukuk tüzel kişilerinden Kurumun belirlediği usul ve esaslar kapsamında ayrıca denetim hizmeti alır. Yetkilendirilen kişinin bu fıkra kapsamındaki denetim faaliyetlerine ve denetçilere ilişkin sorumlulukları Kurum tarafından yönetmelikle belirlenir.”
“(17) Yetkilendirilen kişi, bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamındaki mali yükümlülükleri yerine getirir.
(18) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında denetime tabi olanlar ile bunların yetkili personeli, Kurum denetçilerinin ve Kurum tarafından görevlendirilen kişilerin görevlerini serbestçe ve zamanında yerine getirebilmeleri için gerekli şartları sağlamakla ve koruyucu güvenlik tedbirlerini almakla yükümlüdür.
(19) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında denetime tabi olanlar ile bunların yetkili personeli, nükleer güvence denetimi ile ilgili uluslararası yükümlülükler uyarınca Uluslararası Atom Enerjisi Ajansının Türkiye Cumhuriyeti tarafından onaylanmış denetçileri tarafından yapılan denetimlerde, ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülüklerini yerine getirir.”
MADDE 46 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin Üçüncü Bölüm başlığı “Yetkilendirme, Denetim, Ceza Hükümleri ve İdari Yaptırımlar ile Koordinasyon” şeklinde değiştirilmiş ve 4 üncü maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki madde eklenmiştir.
“Ceza hükümleri ve idari yaptırımlar
MADDE 4/A- (1) Bu fıkrada sayılan fiilleri işleyenlere aşağıdaki cezalar uygulanır:
a) Nükleer tesis, radyasyon tesisi veya radyoaktif atık tesisini geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletenler dört yıldan sekiz yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile, radyasyon uygulamalarını geçerli bir lisansa sahip olmaksızın yürütenler bir yıldan dört yıla kadar hapis ve bin gün adli para cezası ile, Kurumdan izin alınması gereken faaliyetleri geçerli izne sahip olmaksızın yürütenler iki yıldan beş yıla kadar hapis ve üçbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
b) Faaliyete ilişkin yükümlülükleri sona ermeden, faaliyetin yürütüldüğü yeri veya tesisi, nükleer maddeyi, radyoaktif kaynağı veya radyoaktif atığı sahipsiz kalacak şekilde terk edenler üç yıldan sekiz yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
c) Nükleer madde, radyoaktif kaynak ve radyoaktif atıkları; zimmet, yağma, hırsızlık, dolandırıcılık suçları veya başka bir hukuka aykırı davranış ile elde eden kişiler fiil daha ağır bir cezayı gerektiren ayrı bir suç teşkil etmediği takdirde beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
ç) Nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıkların kaybolmasına, çalınmasına veya yetkisiz kişilerin eline geçmesine ihmal göstererek veya dikkat ve özen yükümlülüğüne aykırı olarak neden olan kişiler, iki yıldan beş yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
d) 6 ncı maddenin ikinci fıkrasında belirtilen istisnalar dışında radyoaktif atıklar veya kullanılmış yakıtları Türkiye Cumhuriyeti sınırları içerisine sokan kişiler beş yıldan on yıla kadar hapis ve beşbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
e) Nükleer tesisler, radyasyon tesisleri, radyoaktif atık tesisleri ile nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıklara karşı yetkisiz müdahalede bulunan, sabote eden, saldıran veya zarar veren kişiler beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
f) Nükleer tesisler, radyasyon tesisleri, radyoaktif atık tesisleri ile nükleer madde, radyoaktif kaynak veya radyoaktif atıklara ilişkin yazılımlara karşı yetkisiz müdahalede bulunan, sabote eden, saldıran veya zarar veren kişiler beş yıldan onbeş yıla kadar hapis ve onbin gün adli para cezası ile cezalandırılır.
g) Nükleer tesis, radyasyon tesisi veya radyoaktif atık tesisini cebir veya tehdit kullanarak ya da hukuka aykırı başka bir davranışla ele geçiren, zapteden veya kontrolü altına alan kişiler oniki yıldan yirmi yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
ğ) Nükleer silah ya da nükleer veya radyolojik patlayıcı cihaz imal eden, radyoaktif maddeleri bu amaçla bulunduran, ticaretini yapan veya kullanan veya kullanımını yaygınlaştıran kişiler yirmibeş yıldan otuz yıla kadar hapis cezası ile cezalandırılır.
h) Bu fıkrada sayılan fiillerin gerçek veya tüzel kişiyi, uluslararası bir örgütü veya bir devleti bir eylemi yapmaya veya yapmaktan kaçınmaya zorlamak amacıyla gerçekleştirilmesi hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından iki katına kadar artırılır.
ı) Bu fıkrada sayılan fiillerin bir örgüt faaliyeti çerçevesinde işlenmesi hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından bir katına kadar artırılır.
i) Bu fıkrada sayılan fiillerin işlenmesiyle herhangi bir kişinin sağlığının ciddi bir biçimde bozulmasına, ölümüne veya mülke veya çevreye karşı önemli zarara sebebiyet verilmesi durumunda verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından bir katına kadar artırılır.
j) Radyoaktif maddelerin 26/9/2004 tarihli ve 5237 sayılı Türk Ceza Kanununda düzenlenen kasten öldürme, kasten yaralama, çevrenin kasten kirletilmesi suçlarının işlenmesinde kullanılması hâlinde verilecek ceza eylemin ve fiilin ağırlığına göre yarısından iki katına kadar artırılır.
k) Kurum adına denetimle görevli kişilerin görevlerini yapmasını engellemek amacıyla cebir veya tehdit kullanan kişiler fiil daha ağır bir cezayı gerektiren ayrı bir suç teşkil etmediği takdirde 5237 sayılı Kanunun 265 inci maddesi uyarınca cezalandırılır.
(2) Bu fıkrada sayılan fiillerin tespit edilmesi durumunda Kurum tarafından aşağıdaki idari para cezaları uygulanır:
a) Bir nükleer tesisin geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletilmesi durumunda tesisin niteliği Kurum tarafından yönetmelikle belirlenmek suretiyle bir milyon beş yüz bin ila yetmiş beş milyon Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesislerinin geçerli bir lisansa sahip olmaksızın işletilmesi durumunda yedi yüz elli bin ila yedi milyon beş yüz bin Türk Lirası, radyasyon uygulamalarının geçerli bir lisansa sahip olmaksızın yürütülmesi durumunda on beş bin ila yüz elli bin Türk Lirası.
b) İzin veya onay alınması gereken faaliyetlerden tesislere ilişkin olanların izin veya onay alınmaksızın yürütülmesi durumunda yetmiş beş bin ila üç yüz elli bin Türk Lirası, yetki belgesi alınması gereken faaliyetlerin yetki belgesi alınmaksızın yürütülmesi hâlinde iki bin ila yetmiş beş bin Türk Lirası.
c) Bu Kanun Hükmünde Kararname kapsamında nükleer tesislere ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde yüz elli bin ila bir milyon beş yüz bin Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesislerine ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde yetmiş beş bin ila üç yüz elli bin Türk Lirası, diğer faaliyetlere ilişkin ikincil mevzuat veya yetki koşullarına, Kurum kararlarına ve talimatlarına aykırı hareket edildiğinin saptanması veya sınırlarının aşılması hâlinde iki bin ila on beş bin Türk Lirası.
ç) Yetkilendirme için yapılan başvurularda veya yetkilendirme yapıldıktan sonra, yetkilendirilen kişi tarafından Kuruma gerçeğe aykırı belge sunulması veya yanıltıcı bilgi verilmesi veya yetkilendirme yapılmasını etkileyecek yetki koşullarındaki değişikliklerin bildirilmemesi hâlinde, ceza hükümleri saklı kalmak kaydıyla, nükleer tesisler için yetkilendirilen kişiye bir milyon beş yüz bin ila yetmiş beş milyon Türk Lirası, radyoaktif atık tesisleri ve radyasyon tesisleri için yedi yüz elli bin ila yedi milyon beş yüz bin Türk Lirası, diğer faaliyetler için on beş bin ila yüz elli bin Türk Lirası.
d) Bu fıkra uyarınca uygulanan idari para cezalarına ek olarak aykırılıkların giderilmesi için Kurum tarafından ilgili kişiye uygun bir süre verilir. Aykırılıkların verilen süre içerisinde giderilmemesi hâlinde idari para cezaları, her defasında bir önceki cezanın iki katı tutarında uygulanır. Gerçek dışı belgenin, yanıltıcı bilginin veya yetki koşullarındaki değişikliğin yetkilendirmeye esas teşkil etmesi ve düzeltilmesinin mümkün olmadığının tespit edilmesi hâlinde ise idari para cezasına ek olarak yetki askıya alınır, kısıtlanır veya iptal edilir.
(3) İkinci fıkrada sayılan fiillerin halk veya çevre sağlığına ve güvenliğine tehdit oluşturacak şekilde tahribata yol açtığının tespit edilmesi hâlinde uygulanacak idari para cezası bir kat artırılır. Kurum, para cezasına ek olarak, fiillerin halk ve çevre üzerinde oluşturduğu riskin devamı süresince lisans veya izni kısıtlayabilir, askıya alabilir. Kurum, fiillerin halk ve çevre üzerinde oluşturduğu riskin ağırlığına göre lisans veya izni iptal edebilir.
(4) Verilen idari para cezaları, tebliğinden itibaren bir ay içerisinde ödenir. İdari para cezalarına karşı otuz gün içerisinde idare mahkemelerinde dava açılabilir. Verilen idari para cezalarına karşı yargı yoluna başvurulması takip ve tahsilatı durdurmaz.
(5) Beş yıl içinde ikinci fıkranın uygulanmasını gerektirir fiillerin tekrarı hâlinde her bir fiil için idari para cezası bir kat artırılarak uygulanır.
(6) Para cezası uygulanması, idari para cezası verilen yetkilendirilen kişilerin güvenlik ve emniyet tedbirlerini alma yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz.
(7) Kurum, gerek gördüğü hallerde, nükleer madde, radyoaktif kaynak ve radyoaktif atıkların güvenlik ve emniyetinin sağlanması için masrafı yetkilendirilen kişiye ait olmak üzere, alıkoyma ve taşıma da dâhil olmak üzere gereken tedbirleri alabilir veya aldırabilir.
(8) Bu Kanun Hükmünde Kararnameye göre idari para cezalarının veya idari yaptırımların uygulanması, bu Kanun Hükmünde Kararnamenin diğer hükümlerinin uygulanmasına engel oluşturmaz. Bu Kanun Hükmünde Kararnameye göre verilen cezalar ve alınan tedbirler diğer kanunlar gereği yapılacak işlemleri engellemez.
(9) Bu madde kapsamında uygulanacak idari yaptırımlara ilişkin uygulama esasları; fiilin icraî veya ihmâlî davranışla işlenmesi, kusurun derecesi, ihlal edilen menfaatin ağırlığı, ihlal edenin ekonomik durumu gibi hususlar dikkate alınarak Kurum tarafından belirlenir.
(10) Bu madde uyarınca uygulanacak idari yaptırımlar hakkında bu Kanun Hükmünde Kararnamede hüküm bulunmayan hallerde 30/3/2005 tarihli ve 5326 sayılı Kabahatler Kanunu hükümleri uygulanır.
(11) İdari yaptırımlar hakkında karar vermek, idari yaptırımları uygulamak ve idari yaptırımların uygulanması için ilgili mercilerden talepte bulunmak hususlarında Kurul yetkilidir.”
MADDE 47 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin 6 ncı maddesinin sekizinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(8) Türkiye Cumhuriyeti egemenlik alanı içinde nükleer santral işletenler ile nükleer santral dışındaki tesis ve uygulamalarda radyoaktif atık üreten kişiler onbirinci fıkra uyarınca belirlenecek tutarda radyoaktif atık yönetimi ve işletmeden çıkarma özel hesaplarına ayrı ayrı ödeme yapar. Özel hesaplar adına tahsil edilen gelirler amacı dışında kullanılamaz.”
MADDE 48 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin 7 nci maddesinin onaltıncı fıkrasının birinci cümlesinde yer alan “on ikinci” ve beşinci cümlesinde yer alan “on dokuzuncu” ibareleri “on birinci” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 49 – 702 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin geçici 2 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “görev yapan personel ise” ibaresinden sonra gelmek üzere “31/12/2021 tarihine kadar” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 50 – Bu Kanunun;
a) 13 üncü maddesiyle değiştirilen 3213 sayılı Kanunun 13 üncü maddesinin ikinci fıkrasında yapılan değişiklik ile maddeye bağlı ekli (1) ve (2) sayılı tablolara ilişkin değişiklikler ve 22 nci maddesiyle 3213 sayılı Kanuna eklenen geçici 42 nci madde 31/12/2019 tarihinde,
b) 14 üncü maddesiyle değiştirilen 3213 sayılı Kanunun 14 üncü maddesine bağlı ekli (3) sayılı tabloya ilişkin değişiklik 1/1/2019 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde,
c) Diğer maddeleri yayımı tarihinde,
yürürlüğe girer.
MADDE 51 – Bu Kanun hükümlerini Cumhurbaşkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_04abfc9c67829.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 - 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 113 üncü maddesinin ikinci fıkrasında yer alan (21) numaralı formül aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, üçüncü fıkrasında yer alan YEKEDT tanımı yürürlükten kaldırılmıştır.
“
– MGDDK (21)”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik 1/5/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
14/4/2009 27200
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete’lerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete’lerin
Tarihi | Sayısı
1. | 1/10/2009 27363
2. | 26/11/2009 27418 (Mükerrer)
3. | 17/4/2010 27555
4. | 6/11/2010 27751
5. | 20/2/2011 27852
6. | 3/11/2011 28104
7. | 3/3/2012 28222
8. | 18/9/2012 28415
9. | 30/12/2012 28513 (2. Mükerrer)
10. | 5/1/2013 28519
11. | 28/3/2015 28309
12. | 15/7/2015 29417 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_04c932dd74056.docx | EK-5
ÖNLİSANS VE LİSANS TADİL BAŞVURULARI İLE BİRLEŞME, BÖLÜNME, TESİS/ PROJE DEVRİ ONAY BAŞVURULARINDA VE BİLDİRİMLERDE SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN BİLDİRİM ADRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Bildirim adresinin değiştiğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
2) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN UNVAN VE/VEYA NEV’İ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Unvan ve/veya nev’i değişikliğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
Nevi değişikliğinde, tüzel kişilik esas sözleşmesinin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 12 nci ve 20 nci maddelerinde yer alan hükümlere uygun hale getirildiğini gösterir esas sözleşme metninin sunulması gerekmektedir. Bu kapsamda, nev’i değişikliğinde söz konusu Şirketin “Limited Şirket”ten “Anonim Şirket” olarak değiştirilmesi durumunda esas sözleşmesinin “Pay Senetlerinin Nev’i” başlıklı maddesinin “Şirket’in paylarının tamamı nama yazılıdır. Şirket hamiline yazılı pay senedi çıkaramaz.” hükmüne uygun hale getirilmesi gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) TARİFESİ DÜZENLEMEYE TABİ LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER İÇİN ORTAKLIK YAPISI TADİLİ
3.a) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde on (halka açık şirketler için yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört) veya daha fazlasını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi ile yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişmesi sonucunu veren pay devirleri veya bu sonucu doğuran diğer işlemler
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine onay verilmesi talebine ilişkin belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Pay devri sözleşmesinin bir örneği ve/veya pay devrine taraf tüzel kişilerin yönetim kurulu kararları ile pay devrine taraf gerçek kişilerin beyanları
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar.
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3.b) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi bir tüzel kişilikte gerçekleşmiş ortaklık yapısı değişikliği
Pay devri onayı sonrası ortaklık yapısı değişikliği,
Lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde ondan (halka açık şirketler için yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört)azını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi,
Birleşme / bölünme işlemi sonrası lisansa derç edilmiş ortaklık yapısı değişikliği
kapsamında sunulacak belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır. Bu kapsamda, tadil talebine konu “pay devri onayı” veya “birleşme veya bölünme onayının” tarih ve sayısı belirtilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfaları, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış sureti ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablo veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesi sunulur. Yurtdışından bu mahiyette evrak sunulması gereken hallerde belgeler apostille şerhli halde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin bilgiler
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4) , EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) BİRLEŞME VEYA BÖLÜNME ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Birleşme veya bölünme hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Muhatap tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası esas sözleşmesi veya taslağı
Birleşme veya bölünme sonrası lisans alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
a) Tüm lisanslar için;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
b) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için (a)’da belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmiş olması ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişiklikleri ve tüzel kişinin sermayesinin yüzde on (halka açık şirketlerde ise yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört) ve üzerini temsil eden doğrudan ve dolaylı pay değişiklikleri için Kurumun uygun görüşünün alınacağına ilişkin hükme, esas sözleşmede yer verilmesi zorunludur.
c) Üretim/Tedarik lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Birleşme veya bölünmeden beklenen ekonomik amaçlar ile işletmeye ilişkin sonuçları değerlendiren ve şirket hesaplarından sorumlu mali işler yetkilisi tarafından hazırlanmış ayrıntılı ekonomik işletme raporu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
f) Birleşme veya bölünme işlemi sonrası eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilecek tüzel kişinin ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
g) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
h) Birleşme veya bölünme işlemi onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir. EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
5) TESİS-PROJE DEVİR/SATIŞ/KİRALAMA ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Yapılması planlanan devir hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin esas sözleşmesi veya taslağı
Onay sonrası üretim lisansı alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
Üretim lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.
ç) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema sisteme yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Tesis/proje devir onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir. EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
6) ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİ KURULU GÜÇ/ÜNİTE TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine uygun olarak hazırlanmış ilgili üretim tesisi bilgi formu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurulur.
c) Hidrolik enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri için söz konusu kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinatlarının değişmesi halinde santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerinin gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
d) Biyokütle, jeotermal ve yerli maden kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin kurulu güç artış taleplerinde;
Yerli madenlere dayalı başvurularda; kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
Biyokütleye dayalı başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynak miktarının karşılanacağına ilişkin belgeler/beyanlar/sözleşmeler.
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
e) Santral sahası, şalt merkezi, ünite yerleşimlerinin gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek girilerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak taşınabilir bellek içinde sunulur.
f) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) BAĞLANTI NOKTASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tek hat şeması
Üretim tesisinin bağlanacağı/bağlı olduğu bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Üretim lisansı başvurularına ilişkin olarak, üretim tesisi barasına tüketici bağlanacak ise bu husus özellikle tek hat şemalarında belirtilir ve açıklama notu yazılır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
8) YILLIK ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM MİKTARI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde, DSİ Genel Müdürlüğü tarafından bildirilen yıllık azami üretim miktarını gösterir belge
İşletmeye geçmiş üretim tesislerinde, bir takvim yılındaki fiili üretimin lisansa derç edilen yıllık elektrik üretim miktarından fazla gerçekleşmesi halinde gerçekleşen miktarı gösterir belgenin sunulması gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar, güneş, biyokütle ve jeotermal enerjiye dayalı üretim tesisleri için fiili üretimin 18/06/2020 tarihli ve 9395 sayılı Kurul Kararı ile belirlenen esaslar çerçevesinde hesaplanan miktardan fazla gerçekleştiğini gösteren belgeler veya akredite bir kuruluş tarafından belgelendirilmiş ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarına dayalı rapor
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
9) ÜNİTE / YARDIMCI KAYNAK ÜNİTE ALANI KOORDİNAT TADİLİ:
(Ana veya yardımcı kaynağı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri ile birden çok kaynaklı üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dair ünite alanı için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinat tadili başvurularında Teknik Etkileşim İzni belgesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasının gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulur.
d) “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasının gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak taşınabilir bellek içinde sunulur.
10) TESİS YERİ TADİLİ (İL / İLÇE / MEVKİİ)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
11) ÜRETİM TESİSİ ADI TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Daha önce Kuruma yapılmış olan başvurular kapsamında kullanılmış olan “Üretim tesisi / Proje adı”, aynı kaynak türünde yapılmış yeni bir önlisans veya tesis adı tadil başvurusunda kullanılamaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
12) YAKIT TÜRÜ TADİLİ
(Termik enerjiye dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde yerli madenlere dayalı yakıt kullanılacağının beyan edilmesi halinde, kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
13) ATIK TÜRÜ TADİLİ
(Biyokütle enerjisine dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynağın uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak, karşılanacağına ilişkin sözleşmeler, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgeler
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
14) SANTRAL SAHASI KOORDİNAT TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen koordinat değişikliğinin gerekçesini tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Talep edilen koordinat değişikliğinin üçüncü kişilerin haklarını ihlal etmeyeceğine ilişkin beyan
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen santral sahası değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı (DSİ tarafından önlisans veya lisans sahibine tahsis edilen kotların değişmesi halinde sözkonusu değişiklik için EPDK’dan onay alınması gerekmektedir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) 1/5.000 ölçekli harita
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin halihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
f) İmar durum beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
g) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için arazi vasfını gösterir belge
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
h) Duyarlı Yöreler Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.3), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ı) Yasaklı Alanlar Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.5), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
Jeotermal, biyokütle ve hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için yapılacak başvurularda bu belge aranmaz.
i) Üretim tesisine ilişkin kml veya kmz uzantılı dosya.
Sunulacak kml veya kmz uzantılı dosyasında “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasını
gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulur.
j) Santral sahası yerinin gösterildiği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
Sunulacak koordinatlarda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasını gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak taşınabilir bellek içinde sunulur.
k) Üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
l) Tek hat şeması
Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 21 nci maddesinin üçüncü fıkrası kapsamında başvuru yapılması halinde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
15) ÖNLİSANS SÜRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesinde mücbir sebebe bağlı olarak kaybedilen ve bu çerçevede talep edilen ilave sürenin “ay” olarak belirtilmesi zorunludur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tamamlanan önlisans yükümlülüklerine ilişkin belgeler ile tamamlanamayan önlisans yükümlülüklerinin süresi içerisinde tamamlanamamasına ilişkin gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
Önlisans süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, önlisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve önlisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen önlisans alma bedeli kadar tutar, önlisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda 09/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliği uyarınca Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı Tahsis kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin EİGM’ye sunulan savunma veya açıklama ve önlem teklifleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
16) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ OLAN TESİS TAMAMLANMA SÜRESİ TADİLİ:
16a) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri yok ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim lisansına konu tesisin süresi içerisinde tamamlanamamasına yönelik gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Projenin gelmiş olduğu aşama itibariyle mevcut fiziki durumunun ve yapılan harcamaların belirtilerek, buna ilişkin tevsik edici bilgi ve belgeler
Projenin fiziki durumunu gösteren fotoğraflar, yapılan harcamalara ilişkin faturalar vs. ile harcamaları gösteren tablo sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil başvurusu itibariyle tesisin ilerleme durumunu gösteren İlerleme Puan Tablosu
İlerleme Puan Tablosu formatına, Kurum internet sayfasında “Elektrik Piyasası” bölümünün “Lisans İşlemleri” başlığı altında yer alan “İlerleme Raporu Formatı” alt başlığı kısmından erişilebilmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda excel formatında sunulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır. Bu hüküm, kısmi işletmede olan üretim tesisleri için işletmede olmayan ve süre uzatımına konu olan kurulu güç miktarı, kapasite artışları bakımından da kapasite artış miktarı dikkate alınarak uygulanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
16b) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri var ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edildiğini gösterir belgeler veya bahse konu hakların elde edilememesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
Bu kapsamda; üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olması halinde tapu belgesi, üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde ise ilgili sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi ile ilgili olarak, ilgisine göre;
Özel mülkiyete konu taşınmazların 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri gereğince Hazine adına tescillerinin sağlanması veya aynı Kanunun 27 nci maddesi gereğince ilgili mahkemelerden bedelleri ödenerek acele el koyma kararlarının alınmış olması ve bu bedellerin ödendiğine dair makbuzların sunulması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan taşınmazlara ilgili olarak; özel mülkiyete konu taşınmazlarla ilişkin kamulaştırma kararının alınması, Maliye Hazinesinin özel mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazların ise bedelsiz kullanımları için Kurul Kararının alınmış olması,
Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarla ilgili olarak, irtifak hakkının tesis edilmiş olması veya kiralama sözleşmesinin yapılmış olması ya da ön izin alınması,
Mera vasıflı taşınmazların tahsis amacı değişikliklerinin yapılarak hazine adına tescili ve irtifak hakkı tesisi/kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
Kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazlarla ilgili olarak; ilgili kamu kurum veya kuruluşu tarafından devrine muvafakat verilen taşınmazın devir bedelinin önlisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili kurum veya kuruluşun hesabına yatırıldığını gösterir yazının ibraz edilmesi,
Orman kesin izninin alınması,
(Söz konusu iznin daha önce başka bir tüzel kişi adına alınmış olması halinde, söz konusu iznin başvuruda bulunan tüzel kişinin kendi adına alınmış olması veya bahse konu iznin başvuruda bulunan tüzel kişi için de geçerli olduğuna ilişkin ilgili orman idaresinden alınmış belgenin sunulması gerekmektedir.)
sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin kesinleşmiş (1/5.000 ölçekli) nazım imar planı ve (1/1.000 ölçekli) uygulama imar planları veya bahse konu imar planlarının kesinleşmemesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Rüzgâr enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli olan başvurunun yapıldığına dair belge veya bahse konu başvurunun yapılamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Projeye ilişkin Çevresel Etki Değerlendirmesi kararı veya bahse konu kararın alınamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
17) LİSANS SÜRESİ TADİL TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
18) TEDARİK LİSANSI İTHALAT/İHRACAT FAALİYETİ ONAY/TADİL TALEBİ:
a) Tadile ilişkin onay talebini içeren dilekçe
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Talep edilen ithalat/ihracat faaliyetine ilişkin bilgileri içerir bilgi formu
İthalat/ihracat yapılacak ülke, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan yakıt türü veya türleri, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin megavat (MW) cinsinden azami gücü, kilovatsaat (kWh) cinsinden yıllık miktarı, ithalat/ihracat faaliyeti için öngörülen başlama tarihi ve faaliyet süresi, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin ülke sınırındaki teslim noktaları ve ithalat/ihracatta kullanılacak yönteme ilişkin bilgileri içermek zorundadır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
c) Karşı ülkede elektrik enerjisi ithalatı ile ilgili Bakanlık ve/veya yetkili Kurumla yapılan ve ilgili şirketin unvanını ve bu fıkra kapsamında bilgileri kapsayan ve ilgili enterkonneksiyon hattının kullanılabileceğini belirtir; ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu ve söz konusu enerjinin tedarik edilmiş veya edileceğine ilişkin muhatap şirket ile yapılan ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu. (İmza tarihi eski olmakla birlikte başvuru yapılacak süre için yürürlükte olan bir Anlaşma sunulması halinde söz konusu Anlaşmanın geçerli olduğuna ilişkin olarak başvuru sahibi tarafından verilecek yazılı taahhütname.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
19) MEVCUT ÖNLİSANS VEYA ÜRETİM LİSANSININ, İLGİLİ ÜRETİM TESİSİNİN BİRDEN ÇOK KAYNAKLI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİNE DÖNÜŞTÜRÜLMESİ TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Yardımcı kaynağa ilişkin:
1) Bilgi Formu [Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g, h)]
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, yardımcı kaynağa ilişkin projenin koordinat, kurulu güç vd. bilgileri EPDK başvuru sisteminde yer alan şablonlar kullanılarak veya tek tek eklenerek girilmesi sonucunda kaynak türüne göre Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g,h) örneklere uygun biçimde sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Bu bilgi formlarında yardımcı kaynak ünite alanı olarak, rüzgar enerjisine dayalı yardımcı kaynak üniteleri için sadece türbin koordinatları, diğer kaynak türleri için köşe koordinatları sisteme girilir.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine ilişkin Ek-3.2.h de yer alan bilgi formu EPDK başvuru sisteminde, ana kaynak ve yardımcı kaynak bilgilerine göre otomatik olarak oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda kaynak türüne göre Ek-3.2 örneklere uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
2) Üretim Tesisinin Yerleşim Yeri Projesi
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin hâlihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için yapılacak başvurularda, ana kaynağa dayalı üniteler ile yardımcı kaynağa dayalı üniteler birlikte dikkate alınarak oluşturulur. Yardımcı kaynak üniteleri için mevcut sahaya ek saha talep edilmesi halinde Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar kapsamında başvuru yapılması halinde söz konusu yerleşim projesinde talep edilen ek sahaya da yer verilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) Tek Hat Şeması
(Üretim tesisinin bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) Duyarlı Yöreler Beyanı (Ek-3.3)
Ana kaynağı rüzgar veya jeotermal enerjiye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için kullanılacak alan için (Bu beyan kapsamında, ÇED Yönetmeliğinin Ek-5’inde yer alan duyarlı yörelerin her biri için ayrı ayrı başvuru sahasının söz konusu alanlar içinde yer alıp almadığının var/yok şeklinde seçilmesi gerekmektedir. Herhangi bir duyarlı yörenin “var” olarak seçilmesi halinde açıklama kısmına söz konusu Duyarlı Yöre’nin üretim tesisi kurulmasına neden engel olmadığının ya da engelin nasıl aşılacağının, ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin tadil başvurularında yardımcı kaynağa dayalı üniteler dikkate alınarak beyanda bulunulur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
5) İmar Durumu Belgesi
(Ana kaynağı rüzgar veya jeotermal enerjiye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için tadil başvurusuna konu saha için - ilk başvuruda sunulmamış olması halinde - niteliğine göre Mekânsal Planlar Yapım Yönetmeliği ve Planlı Alanlar İmar Yönetmeliği veya Plansız Alanlar İmar Yönetmeliği uyarınca ilgili kurumdan ya da kurumlardan alınmış olan ve sahanın yardımcı kaynağa dayalı üniteleri için mevcut imar durumunu gösteren belge ya da belgeler)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
6) İmar Durumu Beyanı (Ek-3.4)
(Tadil başvurusuna konu sahaya ilişkin imar tadilatının gerekmesi halinde, mekânsal strateji planı, çevre düzeni planı, varsa nazım ve/veya uygulama imar planları bakımından tadile engel bir hususun olup olmadığı EPDK Başvuru Sistemi beyanlar sayfasındaki ilgili alanlardan seçilmesi suretiyle belirtilmelidir. İmar durumu bakımından beyan edilen her plan için söz konusu planın tarihinin ve üretim tesisinin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) Yasaklı Alanlar Beyanı (Ek-3.5)
Ana kaynağı rüzgar enerjisine dayalı olan üretim tesislerinde yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için kullanılacak alan ile ilave yardımcı kaynak alanı talep edilen diğer kaynaklara dayalı üretim tesislerinde ek yardımcı kaynak alanı için.
(Yardımcı kaynağı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans/lisanslar için tadil başvurusuna konu yukarıda belirtilen kapsamdaki santral sahasında yardımcı ünitelerin tamamının ya da bir kısmının 5403 sayılı Toprak Koruma ve Arazi Kullanımı Kanunu kapsamında;
• Mutlak tarım arazilerini,
• Özel ürün arazilerini,
• Dikili tarım arazilerini,
• Sulu tarım arazilerini,
• Büyük ovaları,
• Çevre arazilerde tarımsal kullanım bütünlüğünü bozan alanlar ile 3573
sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanun kapsamında zeytinlik sayılan alanları kapsayıp kapsamadığına ilişkin beyan. Üretim tesisinin kurulacağı alanda burada belirtilen alanlardan biri bulunması halinde konuya ilişkin belge sunulur. Ancak rüzgar enerjisine dayalı başvurular bakımından tesis alanlarına -türbin, şalt sahası, kablo kanalları ve tesis içi yollar, diğer kaynaklara dayalı başvurular bakımından santral sahasının tamamına- isabet etmediğini açık biçimde (koordinat, ada/pafta vb. bilgilere yer vermek suretiyle) ifade edilmesi gerekir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
Tadil başvurusuna esas sahanın yasaklı alanları kapsadığının beyan edilmesi halinde yasaklı alanların, tesisin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-3.5 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
8) Taşınmaz türü ve alan büyüklüğüne ilişkin beyan:
(- Tadil başvurusuna konu yardımcı kaynağın kurulacağı taşınmazların türü (mera, orman, özel mülkiyet vb) ile yardımcı kaynağa ilişkin olarak talep edilmesi halinde ek alanların yüzölçümlerine,
- Ana kaynağı rüzgar enerjisi olan tesislerde lisansa derç edilmiş santral sahası içerisinde yardımcı kaynak alanı talep edilmesi halinde, yardımcı kaynağın kurulacağı taşınmazların türü (mera, orman, özel mülkiyet vb) ile kurulacağı alanların yüzölçümlerine,
ilişkin beyan sunulur)
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Kaynak Belgesi/Beyanı:
Üretim tesisinde yerli doğal kaynak kullanılması halinde (kaynağın türüne göre);
Ana kaynağı hidrolik enerji olan birleşik elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı üniteler için Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü’nün uygun görüşünün,
Ana kaynağı jeotermal enerji olan birleşik elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı üniteler için jeotermal kaynak işletme ruhsatını düzenleyen ilgili idarenin uygun görüşü,
Yardımcı kaynağı biyokütle olan başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynağın uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak karşılanacağına ilişkin sözleşmeler, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgeler.
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahası yardımcı kaynak ünitesi ve bu kapsamda gerekli alanları içerecek şekilde sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
d) Tadil başvurusunda ek saha talep edilmesi halinde üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
20) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ ŞERHİN KALDIRILMASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim lisansına derç edilmiş olan şerhe konu hususun tamamlandığını gösterir bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
21)ÜRETİM TESİSİNE BÜTÜNLEŞİK ELEKTRİK DEPOLAMA ÜNİTESİ EKLENMESİ VEYA TEDARİK LİSANSININ MÜSTAKİL ELEKTRİK DEPOLAMA TESİSİ KURULMASI KAPSAMINDA TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi veya müstakil elektrik depolama tesisine ilişkin:
1) Bilgi Formu [Ek-3.2 ı, Ek-4.5]
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi veya müstakil elektrik depolama tesisine ilişkin projenin koordinat, kurulu güç vd. bilgileri EPDK başvuru sisteminde yer alan şablonlar kullanılarak veya tek tek eklenerek girilmesi sonucunda kaynak türüne göre Ek-3.2 ı veya Ek-4.5 örneklere uygun biçimde sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda kaynak türüne göre Ek-3.2 ı veya Ek-4.5 örneklere uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
2) Yerleşim Yeri Projesi
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin hâlihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) Tek Hat Şeması
(Bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahası yardımcı kaynak ünitesi ve bu kapsamda gerekli alanları içerecek şekilde sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
c) Tadil bedeli dekontu:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
22)TÜZEL KİŞİYE İLİŞKİN BİLDİRİMLER:
22-a) Ortaklık Yapısı Değişikliği Bildirimi
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin bilgiler
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin doğrudan ve dolaylı ortaklık yapısı gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar sunulur. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilir.
Sunulacak ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (çocuk, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
Ancak, değişikliğin virgülden sonraki rakamlarla sınırlı olması halinde Kuruma bildirimde bulunulmaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistemde ilgili alan doldurulur. Yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
22-b) Tüzel Kişi Yönetici Değişikliği Bildirimi
Anonim şirketler için yönetim kurulu üyeleri değişikliği
Limited şirketler için şirket müdürleri değişikliği
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tüzel kişi yönetimi değişikliğini gösteren belgeler
Tüzel kişinin yönetim kurulu üyeleri/müdürleri değişikliğini gösteren Ticaret Sicil Gazetesi sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tüzel kişi yönetimi değişikliğine ilişkin bilgiler
Tüzel kişinin yönetim kurulu üyeleri/müdürlerinin gerçek kişi olması halinde TC kimlik numaraları ile isim ve soy isimlerini, tüzel kişi olması halinde ise vergi numarası ile unvanlarını içeren tablo sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistemde ilgili alan doldurulur. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olunmadığına dair beyan
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), başvuru ekinde sunulur.
23) ÖNLİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER İÇİN PLANLANAN ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİNİN YÖNETMELİK’TE BELİRLENEN İSTİSNALAR KAPSAMINA GİRİP GİRMEDİĞİNİN BELİRLENMESİ BAŞVURULARI:
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin Yönetmeliğin 57 nci maddesinde yer alan istisnalardan hangisinin kapsamına girdiği ayrıntılı olarak açıklanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (çocuk, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
c) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olunmadığına dair beyan
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda, pay devrine onay verdiğine ilişkin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay başvuru ekinde sunulur.
24) RÜZGAR VEYA GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSİNİN DEPOLAMALI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİNE DÖNÜŞTÜRÜLMESİ TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Bilgi Formu [Ek-3.2 (c, ç, ı, i, j)]
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, üretim tesisi ve elektrik depolama ünitesine ilişkin projenin koordinat, kurulu güç vd. bilgileri EPDK başvuru sisteminde yer alan şablonlar kullanılarak veya tek tek eklenerek girilmesi sonucunda örneklere uygun biçimde sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur.
Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin Ek-3.2.i’de yer alan bilgi formu ve birden çok kaynaklı depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin Ek-3.2.j de yer alan bilgi formu EPDK başvuru sisteminde, ana kaynak ve yardımcı kaynak ile elektrik depolama ünitesi bilgilerine göre otomatik olarak oluşturulur.
c) Yerleşim Yeri Projesi
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin hâlihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
ç) Tek Hat Şeması
(Üretim tesisinin bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez. Ayrıca şema Elektrik Piyasasında Depolama Faaliyetleri Yönetmeliğinin Ek-1’inde yer alan bağlantı konfigürasyonuna göre oluşturulmalıdır.)
d) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahası ile elektrik depolama ünitesi/ünitelerini ve bu kapsamda gerekli alanları içerecek şekilde sisteme yüklenecektir.
e) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
AÇIKLAMALAR:
1) EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde muhatap yetkilisinin tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi “Usul ve Esaslar”da belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde muhatap yetkilisi daha önce tanımlanmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur. Yazılı olarak yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
2) Birleşme veya bölünme onayı ile tesis-proje devri onayı sonucunda yeni bir tüzel kişilik adına lisans verilmesi için “eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans” başvurusunda bulunulması gerekmektedir. Bu kapsamdaki lisans başvurularında sunulacak bilgi ve belgelere ilişkin açıklamalar “Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer almaktadır.
3) Aynı tadil başvurusunda birden fazla önlisansta/lisansta yer alan ortak hükümlerde yapılacak lisans tadilleri için tek bir tadil bedeli yatırılması gerekmektedir.
4) Aynı tadil başvurusunda farklı konuların bulunması halinde, söz konusu başvuru kapsamında Kurul ve ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılacak tadiller için ayrı tadil bedelleri alınır.
5) 1 numaralı tadilde tüzel kişinin bildirim adresi ile 10 numaralı tadilde tesis yeri fiziken değişmediği halde idari yönetimin tasarrufları sonucunda bahse konu bilgilerde değişiklik olmuş ise tadil bedeli alınmaz.
Ek-5.1.a
ÖNLİSANS / LİSANS TADİL BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi ile bilgilerine yer verilen önlisans / lisansımızın tadil edilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Önlisans / Lisans tarihi ve numarası:
İlgili proje veya tesis adı1:
Tadil konusu :
Tadil gerekçesi :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
1 Önlisans veya üretim lisansları için girilecektir.
Ekler:
1- “Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları ile Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-5.1.b
BİRLEŞME – BÖLÜNME / TESİS - PROJE DEVRİ / ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİ ONAY BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi belirtilen işlem için Kurumunuz tarafından onay verilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Lisans tarihi ve numarası1:
İlgili proje veya tesis adı1:
Konu : Yapılması planlanan ............ (birleşme/bölünme/tesis devri/proje devri/ortaklık yapısı değişikliği)2 işlemine onay verilmesi talebi
Gerekçe :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
1 Tesis veya proje devri talebi olması durumunda girilecektir.
2 Talep edilecek işlem türüne göre seçilecektir.
Ekler:
1- “Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları ile Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-5.1.c
TÜZEL KİŞİYE İLİŞKİN BİLDİRİM DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Tüzel kişiliğimizde gerçekleştirilmiş olan ortaklık yapısı/yönetici değişikliğine ilişkin bildirimimiz ekte sunulmuştur.
Bilgilerinizi ve gereğini arz ederiz.
Bildirim konusu :
Gerekçe :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_04feaea028101.docx | 20 Ekim 2015 SALI | Resmî Gazete | Sayı : 29508
YÖNETMELİK | YÖNETMELİK | YÖNETMELİK
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından:
RÜZGAR KAYNAĞINA DAYALI ELEKTRİK ÜRETİMİ BAŞVURULARININ
TEKNİK DEĞERLENDİRMESİ HAKKINDA YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç ve kapsam
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amaç ve kapsamı; elektrik enerjisi üretiminde rüzgar enerjisinin etkin ve verimli kullanımını sağlamak, rüzgar kaynağına dayalı olarak yapılan önlisans veya lisanssız elektrik üretimi başvurularının teknik değerlendirmelerini yapmak, teknik değerlendirmeleri olumlu sonuçlandırılmış olan önlisanslı, lisanslı veya lisanssız projelerin koordinat değişikliği, kapasite artışları ve türbin teknik özellikleri ile ilgili değişiklik talepleri hakkında uygunluk yazısının düzenlenmesine ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Dayanak
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, 19/2/1985 tarihli ve 3154 sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 2 nci maddesinin birinci fıkrasının (b) ve (h) bentleri ve 10/B maddesi ile 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (ç) bendi ve 14 üncü maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bağdaşmaz alan: Uygun bulma kararı alınmış, önlisans veya lisans verilmiş, ilgili mevzuatı kapsamında Kurum tarafından önlisans verilmesine yönelik Kurul Kararı alınmış, santral sahası değişikliği talepleri kapsamında Kurum tarafından kamuoyuna ilan edilerek Genel Müdürlük tarafından uygun bulunmuş santral sahalarını ve/veya YEKA Yönetmeliği kapsamında duyurulan alanları,
b) Bağlantı bölgesi: Önlisans başvurusu yapılacak rüzgar enerjisine dayalı bir üretim tesisinin elektrik sistemine noktasal ve/veya bölgesel bazda bağlanabilecekleri il ve/veya illerin idari sınırlarını,
c) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
ç) Başvurunun yarışmaya gireceği bölge adı: Önlisans başvurusunda belirtilen santral sahasının alansal büyüklük olarak fazla olduğu ilin yer aldığı bölgeyi,
d) Genel Müdürlük: Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünü,
e) Kullanılamaz alan: Genel Müdürlük ve/veya Kurumun resmi internet sayfalarında duyurulan ve üzerinde ilgili mevzuatı uyarınca RÖİ ve/veya rüzgar türbini bulundurulamayacak alanı,
f) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
g) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ğ) LÜY: 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliği,
h) REPA: Genel Müdürlük tarafından yayımlanan Türkiye Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlasını,
ı) RES: Rüzgar enerjisine dayalı elektrik üretim santralini,
i) RGY-RÖİ (Rüzgar ölçüm noktasındaki rüzgar güç yoğunluğu): Ek-1’de belirtilen yönteme göre hesaplanan düşey serbest atmosfere dik doğrultuda hareket eden hava kütlesinin birim kesit alanındaki gücünü (W/m2),
j) RÖİ: Rüzgar ölçüm istasyonunu,
k) RÖİ kurulum uygunluk belgesi: Genel Müdürlük tarafından düzenlenen ve içeriğinde RÖİ kurulmak istenilen noktanın koordinatları ile kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla ilişkisinin gösterildiği belgeyi,
l) Santral sahası: Köşe koordinatları; önlisans ve/veya lisanssız üretim başvurularında yer alan ve Ek-2’de belirtilen usul ve esaslara göre belirlenecek alanı,
m) SSKGY (Santral sahası kurulu güç yoğunluğu): Santral sahası içerisindeki türbinlerin toplam mekanik güçlerinin santral sahasının yüzölçümüne bölünmesi ile elde edilen değeri (MWm/km2),
n) TDR: Önlisans veya lisanssız elektrik üretimi başvuruları için Genel Müdürlük tarafından Ek-3’deki formata göre düzenlenen teknik değerlendirme raporunu,
o) UTM koordinatı: “Universal Transversal Mercator” izdüşümünde altı veya üç derecelik dilim esasına göre verilen koordinatı (ED 50 Datum),
ö) YEKA Yönetmeliği: 27/11/2013 tarihli ve 28834 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Enerjisi Üretimine Yönelik Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanlarının Belirlenmesi, Derecelendirilmesi, Korunması ve Kullanılmasına İlişkin Usul ve Esaslara Dair Yönetmeliği,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Rüzgar Kaynağına Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi
Önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi
MADDE 4 – (1) Özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin önlisans başvuruları kapsamında sundukları bilgi ve belgeler arasından Ek-4’te tanımlanmış olanları Kurum tarafından teknik değerlendirme yapılmak üzere Genel Müdürlüğe gönderilir.
(2) Genel Müdürlüğe gönderilen bilgi ve belgelerin incelenmesi sonucunda aşağıda belirtilen durumların tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi uygun bulunmaz ve bu durum Kuruma bildirilir:
a) Bilgi formu, rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporu ve rüzgar ölçüm sonuç raporunda belirtilen RÖİ koordinatlarından herhangi birinin farklı olması,
b) Bilgi formunda belirtilen RÖİ koordinatlarının başvuruda belirtilen santral sahasında bulunmaması,
c) RGY-RÖİ değerinin 150 W/m2 değerinden küçük olması,
ç) SSKGY değerinin 2 MWm/km2 değerinden küçük olması,
d) Önlisans başvurusunda belirtilen santral sahası köşe koordinatlarının tamamının kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde bulunması,
e) Başvuruda belirtilen santral sahasının, kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla kesişmesi durumunda kesişilen alan dışında kalan kısmı içerisinde kalacak şekilde sadece türbin koordinatları kullanılarak yeni bir santral sahasının belirlenemeyecek olması,
f) RGY-RÖİ hesabında kullanılacak ardışık sıralanmış kullanılabilir ölçüm verisinin Genel Müdürlüğe gönderilmemiş olması,
g) Başvuruda belirtilen ve birbirlerine komşu olan türbinler ve/veya RÖİ’ler arasındaki mesafenin 2.800 metreden fazla olması.
(3) Bu Yönetmelik ve eklerinde belirtilen usul ve esaslara göre yapıldığı tespit edilen önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi uygun görülerek başvuruya ait TDR düzenlenir ve Kuruma gönderilir.
(4) Aşağıdaki durumlardan herhangi birinin tespit edilmesi halinde, önlisans başvurusunun teknik değerlendirmesi uygun görülmekle birlikte türbin ve santral sahası köşe koordinatlarına yer verilmeyen ve ilgili hataların belirtildiği TDR düzenlenerek Kuruma gönderilir:
a) Başvuruda belirtilen santral sahasının, ikinci fıkranın (g) bendinde belirtilen durum hariç olmak üzere Ek-2’de belirtilen diğer mesafeler ve usullere göre belirlenmemiş olması,
b) Başvuruda belirtilen herhangi bir türbin koordinatının, Ek-5’te tanımlanan yönteme göre komşu santral sahalarında bulunan ve teknik değerlendirmesi uygun bulunmuş geçerli bir TDR’de belirtilen türbin/türbinleri etkileyen koordinatlarda olması,
c) Başvuruda belirtilen santral sahasının emniyet bandı üzerinde türbin ve/veya RÖİ bulundurulması,
ç) Başvuruda belirtilen santral sahasının kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla kesişmesi.
(5) Teknik değerlendirmesi uygun görülerek Kuruma gönderilen TDR’lere ait önlisans başvurularının başvuru kapasitesinden daha az miktarda bağlantı hakkı kazanması halinde santral sahası köşe koordinatları başvuru sahibi tarafından ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisinde kalacak şekilde mevcut veya yeni türbin koordinatlarına göre yeniden belirlenir ve teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanmış olan bilgi ve belgelerin tamamı Kurum üzerinden Genel Müdürlüğe gönderilir.
(6) Teknik değerlendirmesi uygun görülmekle birlikte dördüncü fıkrada belirtilen durumlara yer verilerek Kuruma gönderilen TDR’lere ait önlisans başvurularının bağlantı hakkı kazanması halinde santral sahası köşe koordinatları başvuru sahibi tarafından ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisinde kalacak şekilde mevcut veya yeni türbin koordinatlarına göre yeniden belirlenir ve teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanmış olan bilgi ve belgelerin tamamı Kurum üzerinden Genel Müdürlüğe gönderilir.
(7) Beşinci fıkra ve altıncı fıkra kapsamında yapılan teknik değerlendirme sonucunda bu Yönetmelikte belirtilen usul ve esaslara uyulmadığının tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi uygun bulunmaz ve bu durum Kuruma bildirilir.
(8) Bağlantı bölgesi başvuruda belirtilen santral sahasının alansal olarak en fazla yer kapladığı ilin bulunduğu bölgedir.
(9) Önlisans ve/veya lisans alınmış bir RES projesi için önlisans ve/veya lisans sahibi tarafından Genel Müdürlükten alınacak uygunluk belgesi, proje onay ve onaylı projelerine göre yapılan tesislerin kabul işlemlerinde ibraz edilmek zorundadır. Uygunluk belgesinin düzenlenebilmesi için her bir türbinin her türlü ve her ölçekteki imar planlarına işlendiğinin belgelendirilmesi gerekir.
(10) Genel Müdürlükten alınacak RÖİ kurulum uygunluk belgesi ibraz edilmeden yetkili hiçbir kamu kurum ve kuruluşlarına kuruluşuna RÖİ kurma izni için başvuru yapılamaz ve rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporu düzenlenemez.
(11) Yetkili kamu kurumları veya akredite kuruluşlar tarafından onaylanmış rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporunun bir örneği ölçüm sahibi kişilerce onay tarihinden itibaren 30 takvim günü içerisinde Genel Müdürlüğe bildirilir. Bildirilmeyen RÖİ’ler ile yapılan önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi yapılmaz.
(12) Genel Müdürlük, RÖİ’lerin standartlarına ve RÖİ kurulum uygunluk belgesine göre kurulup kurulmadığını ve işletme şartlarını denetleyebilir. Denetleme sonucunda eksiklik belirlenmesi durumunda, bu RÖİ’ler kapsamında yapılacak önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi yapılmaz.
Önlisans ve/veya üretim lisansı alınmış başvurular için talep edilen değişikliklerin teknik değerlendirmesi
MADDE 5 – (1) Rüzgar enerjisine dayalı üretim önlisans veya lisansı sahibi şirketlerin ünite bilgilerinde değişiklik amacıyla yaptığı tadil başvuruları hakkındaki teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanan bilgi formunun basılı, onaylı ve sayısal ortamda hazırlanarak Kuruma sunulması gerekir. Ek-5’te tanımlanan esaslara göre komşu santral sahalarındaki türbinlerle etkileşime girmeyenler ve Ek-2’de belirtilen yönteme göre uygun yerlerde türbin bulunduranlar için uygunluk yazısı düzenlenerek Kuruma gönderilir.
(2) Önlisans ve/veya lisansta belirtilen santral sahası köşe koordinatlarının tadil edilmek istenmesi durumunda Ek-4’te yer alan birinci ve ikinci maddelerde belirtilenler Kurum tarafından teknik değerlendirme yapılmak üzere Genel Müdürlüğe gönderilir. Talep kapsamında aşağıda belirtilen kriterleri sağlayanlar için uygun TDR düzenlenir:
a) Talep kapsamında belirtilen türbinlerin, Ek-5’te tanımlanan esaslara göre komşu santral sahalarındaki türbinlerle etkileşime girmemesi,
b) Talep kapsamında belirtilen santral sahası köşe koordinatlarından herhangi birinin kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde bulunmaması,
c) Yeni santral sahasına ait SSKGY değerinin, önlisans ve/veya lisans başvurusunun teknik değerlendirmesi kapsamında uygun görülerek Kuruma gönderilmiş olan TDR’de belirtilen SSKGY değerine eşit veya bu değerden büyük olması,
ç) Yeni santral sahasının, Ek-2’de belirtilen santral sahası belirleme yöntemine uygun olarak belirlenmiş olması.
(3) Santral sahaları arasındaki mesafeleri 300 metrenin altında olan önlisans ve/veya lisans almış başvuru sahipleri, 300 metrenin altındaki mesafeleri içeren santral sahalarının sınır çizgilerine ait emniyet bantlarında türbin bulundurabilirler. Bu türden taleplerin önlisans ve/veya lisans sahibi kişilerce birlikte yapılması, komşu sahalardaki türbinlerin birbirlerinden olumsuz etkilenmemesi ve talebin Genel Müdürlük tarafından uygun görülmesi esastır.
(4) İşletmeye alınmış bir RES’e ait türbinler için koordinat değişikliği ile elektriksel ve/veya mekanik kapasite artışları kapsamında santral sahası emniyet bandında aşağıdaki koşullarda türbin bulundurulması mümkündür:
a) Emniyet bandında bulundurulmak istenen her bir türbinin rotor kanat çapının 150 metre olduğu kabul edilerek Ek-5’te belirtilen yönteme göre çizilen elipsler içerisine başka şirketler tarafından önlisans başvurusu kapsamında bir türbin konulamayacağının tespit edilmesi,
b) Emniyet bandındaki her bir türbin koordinatı merkez kabul edilerek yarıçapı 1.000 metre olacak şekilde çizilen dairesel bir alanın santral sahasının dışında kalan kısmına, ilgili kamu kurum ve kuruluşlarınca mevzuatı çerçevesinde türbin konulmasına izin verilemeyeceğinin belgelendirilmesi.
(5) Bu madde kapsamında Genel Müdürlük tarafından Kuruma gönderilen uygunluk yazıları veya TDR’ye istinaden verilen önlisans ve/veya lisans tadil kararları Kurum tarafından karar tarihinden itibaren 20 iş günü içinde Genel Müdürlüğe gönderilir.
LÜY kapsamında teknik değerlendirme raporunun düzenlenmesi ve tadilat talepleri hakkında uygunluk yazısının oluşturulması
MADDE 6 – (1) Genel Müdürlük tarafından rüzgar kaynağına dayalı olarak LÜY kapsamında bağlantı başvurusu olumlu bulunanlar için mevzuatı kapsamında ilgili şebeke işletmecisi tarafından çağrı mektubu verilmeden önce TDR düzenlenmek üzere Genel Müdürlük internet sayfasında duyurulan bilgi ve belgeler Genel Müdürlüğe gönderilir.
(2) LÜY kapsamında rüzgar kaynağına dayalı olarak kurulmak istenen bir tesis için aşağıda belirtilen durumlardan en az birinin tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi olumsuz sonuçlandırılır:
a) Genel Müdürlük internet sayfasında duyurulan bilgi ve belgelerin eksik veya usulüne uygun olmayan şekilde hazırlanmış olması,
b) Başvuruda belirtilen türbinlerin kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde veya LÜY kapsamında geçerliliği devam eden bir TDR’de belirtilen türbin/türbinlerin rüzgarını etkileyecek noktalarda bulunması,
c) Başvuruda belirtilen türbin koordinatları merkez kabul edilerek yarıçapı türbin rotor kanat uzunluğu olacak şekilde çizilecek olan dairesel bir alanın, başvuruda belirtilen arazi sınırının dışına taşması,
ç) Kamu kurum ve kuruluşları hariç olmak üzere başka gerçek veya tüzel kişilerce yapılan lisanssız üretim başvurularında belirtilen santral sahasının, Hazinenin özel mülkiyetindeki veya devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmazlar üzerinde bulunması.
(3) LÜY kapsamında rüzgar kaynağına dayalı olarak birbirlerine komşu olacak şekilde konumlandırılmak istenen ve Genel Müdürlük tarafından Ek-5’te belirtilen esaslara göre birbirlerinin rüzgarını olumsuz yönde etkilediği belirlenen LÜY başvuruları için başvuru sahiplerinin bu olumsuzluğu kabul ettiklerine dair birbirlerine verecekleri izinler dikkate alınmaz ve bu tür başvurular için TDR düzenlenmez.
(4) Rüzgar kaynağına dayalı olarak yapılan lisanssız elektrik üretimi başvuruları kapsamında Genel Müdürlük tarafından TDR düzenlenmiş olan başvurularda belirtilen türbin teknik özellikleri ve koordinat bilgilerinde yapılabilecek tadilat talepleri için ilk başvuru esnasında ilgili şebeke işletmecisine sunulan mülkiyeti gösteren belgede belirtilen taşınmaz/taşınmazlarda olmak kaydıyla ilgili mevzuatı kapsamında TDR tekrar düzenlenir.
(5) Önlisans başvurularının alındığı tarihten bağlantı yarışması sonuçlanıncaya kadar geçen süre içerisinde önlisans başvurularında belirtilen santral sahaları içerisinde kalan LÜY kapsamındaki başvuruların teknik değerlendirmesi yapılmaz. Bu fıkra kapsamındaki başvurularda ilgili mevzuatta tanımlanan teknik değerlendirme için verilen süre yarışma tarihinden itibaren işletilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 7 – (1) 9/11/2008 tarihli ve 27049 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Rüzgar Enerjisine Dayalı Lisans Başvurularının Teknik Değerlendirilmesi Hakkında Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Mevcut önlisans başvurularında SSKGY ve RGY-RÖİ değerlerinin hesaplanması
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 3/10/2016 tarihinden önce yapılan önlisans başvuruları için aranan asgari SSKGY değeri 0,6 MWm/km2 olup bu başvurular için asgari RGY-RÖİ değeri hesaplanmaz.
Başvuruda belirtilen santral sahasının lisanslı bir santral sahası ile kesişmesi nedeniyle teknik değerlendirmesi yapılmamış olan başvuruların sonuçlandırılması
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisans başvurularının teknik değerlendirmeleri kapsamında, başvuruda belirtilen türbin koordinatlarının tamamının kesişilen lisanslı bir santral sahası içerisinde bulunması nedeniyle başvurunun teknik değerlendirmesinin yapılmadığı hususu Kuruma bildirilmiş olan başvurular için sistem bağlantı hakkının halen geçerli olması, ilk lisans başvurusunda belirtilen santral sahasının içerisinde kalınması ve ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisindeki türbinlerin başka santral sahalarındaki türbinlerle etkileşmemesi durumlarında bu Yönetmelik esaslarına göre uygun TDR düzenlenir.
Yürürlük
MADDE 8 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 9 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı yürütür. | Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından:
RÜZGAR KAYNAĞINA DAYALI ELEKTRİK ÜRETİMİ BAŞVURULARININ
TEKNİK DEĞERLENDİRMESİ HAKKINDA YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç ve kapsam
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amaç ve kapsamı; elektrik enerjisi üretiminde rüzgar enerjisinin etkin ve verimli kullanımını sağlamak, rüzgar kaynağına dayalı olarak yapılan önlisans veya lisanssız elektrik üretimi başvurularının teknik değerlendirmelerini yapmak, teknik değerlendirmeleri olumlu sonuçlandırılmış olan önlisanslı, lisanslı veya lisanssız projelerin koordinat değişikliği, kapasite artışları ve türbin teknik özellikleri ile ilgili değişiklik talepleri hakkında uygunluk yazısının düzenlenmesine ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Dayanak
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, 19/2/1985 tarihli ve 3154 sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 2 nci maddesinin birinci fıkrasının (b) ve (h) bentleri ve 10/B maddesi ile 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (ç) bendi ve 14 üncü maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bağdaşmaz alan: Uygun bulma kararı alınmış, önlisans veya lisans verilmiş, ilgili mevzuatı kapsamında Kurum tarafından önlisans verilmesine yönelik Kurul Kararı alınmış, santral sahası değişikliği talepleri kapsamında Kurum tarafından kamuoyuna ilan edilerek Genel Müdürlük tarafından uygun bulunmuş santral sahalarını ve/veya YEKA Yönetmeliği kapsamında duyurulan alanları,
b) Bağlantı bölgesi: Önlisans başvurusu yapılacak rüzgar enerjisine dayalı bir üretim tesisinin elektrik sistemine noktasal ve/veya bölgesel bazda bağlanabilecekleri il ve/veya illerin idari sınırlarını,
c) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
ç) Başvurunun yarışmaya gireceği bölge adı: Önlisans başvurusunda belirtilen santral sahasının alansal büyüklük olarak fazla olduğu ilin yer aldığı bölgeyi,
d) Genel Müdürlük: Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünü,
e) Kullanılamaz alan: Genel Müdürlük ve/veya Kurumun resmi internet sayfalarında duyurulan ve üzerinde ilgili mevzuatı uyarınca RÖİ ve/veya rüzgar türbini bulundurulamayacak alanı,
f) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
g) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ğ) LÜY: 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliği,
h) REPA: Genel Müdürlük tarafından yayımlanan Türkiye Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlasını,
ı) RES: Rüzgar enerjisine dayalı elektrik üretim santralini,
i) RGY-RÖİ (Rüzgar ölçüm noktasındaki rüzgar güç yoğunluğu): Ek-1’de belirtilen yönteme göre hesaplanan düşey serbest atmosfere dik doğrultuda hareket eden hava kütlesinin birim kesit alanındaki gücünü (W/m2),
j) RÖİ: Rüzgar ölçüm istasyonunu,
k) RÖİ kurulum uygunluk belgesi: Genel Müdürlük tarafından düzenlenen ve içeriğinde RÖİ kurulmak istenilen noktanın koordinatları ile kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla ilişkisinin gösterildiği belgeyi,
l) Santral sahası: Köşe koordinatları; önlisans ve/veya lisanssız üretim başvurularında yer alan ve Ek-2’de belirtilen usul ve esaslara göre belirlenecek alanı,
m) SSKGY (Santral sahası kurulu güç yoğunluğu): Santral sahası içerisindeki türbinlerin toplam mekanik güçlerinin santral sahasının yüzölçümüne bölünmesi ile elde edilen değeri (MWm/km2),
n) TDR: Önlisans veya lisanssız elektrik üretimi başvuruları için Genel Müdürlük tarafından Ek-3’deki formata göre düzenlenen teknik değerlendirme raporunu,
o) UTM koordinatı: “Universal Transversal Mercator” izdüşümünde altı veya üç derecelik dilim esasına göre verilen koordinatı (ED 50 Datum),
ö) YEKA Yönetmeliği: 27/11/2013 tarihli ve 28834 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Enerjisi Üretimine Yönelik Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanlarının Belirlenmesi, Derecelendirilmesi, Korunması ve Kullanılmasına İlişkin Usul ve Esaslara Dair Yönetmeliği,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Rüzgar Kaynağına Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi
Önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi
MADDE 4 – (1) Özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin önlisans başvuruları kapsamında sundukları bilgi ve belgeler arasından Ek-4’te tanımlanmış olanları Kurum tarafından teknik değerlendirme yapılmak üzere Genel Müdürlüğe gönderilir.
(2) Genel Müdürlüğe gönderilen bilgi ve belgelerin incelenmesi sonucunda aşağıda belirtilen durumların tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi uygun bulunmaz ve bu durum Kuruma bildirilir:
a) Bilgi formu, rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporu ve rüzgar ölçüm sonuç raporunda belirtilen RÖİ koordinatlarından herhangi birinin farklı olması,
b) Bilgi formunda belirtilen RÖİ koordinatlarının başvuruda belirtilen santral sahasında bulunmaması,
c) RGY-RÖİ değerinin 150 W/m2 değerinden küçük olması,
ç) SSKGY değerinin 2 MWm/km2 değerinden küçük olması,
d) Önlisans başvurusunda belirtilen santral sahası köşe koordinatlarının tamamının kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde bulunması,
e) Başvuruda belirtilen santral sahasının, kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla kesişmesi durumunda kesişilen alan dışında kalan kısmı içerisinde kalacak şekilde sadece türbin koordinatları kullanılarak yeni bir santral sahasının belirlenemeyecek olması,
f) RGY-RÖİ hesabında kullanılacak ardışık sıralanmış kullanılabilir ölçüm verisinin Genel Müdürlüğe gönderilmemiş olması,
g) Başvuruda belirtilen ve birbirlerine komşu olan türbinler ve/veya RÖİ’ler arasındaki mesafenin 2.800 metreden fazla olması.
(3) Bu Yönetmelik ve eklerinde belirtilen usul ve esaslara göre yapıldığı tespit edilen önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi uygun görülerek başvuruya ait TDR düzenlenir ve Kuruma gönderilir.
(4) Aşağıdaki durumlardan herhangi birinin tespit edilmesi halinde, önlisans başvurusunun teknik değerlendirmesi uygun görülmekle birlikte türbin ve santral sahası köşe koordinatlarına yer verilmeyen ve ilgili hataların belirtildiği TDR düzenlenerek Kuruma gönderilir:
a) Başvuruda belirtilen santral sahasının, ikinci fıkranın (g) bendinde belirtilen durum hariç olmak üzere Ek-2’de belirtilen diğer mesafeler ve usullere göre belirlenmemiş olması,
b) Başvuruda belirtilen herhangi bir türbin koordinatının, Ek-5’te tanımlanan yönteme göre komşu santral sahalarında bulunan ve teknik değerlendirmesi uygun bulunmuş geçerli bir TDR’de belirtilen türbin/türbinleri etkileyen koordinatlarda olması,
c) Başvuruda belirtilen santral sahasının emniyet bandı üzerinde türbin ve/veya RÖİ bulundurulması,
ç) Başvuruda belirtilen santral sahasının kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla kesişmesi.
(5) Teknik değerlendirmesi uygun görülerek Kuruma gönderilen TDR’lere ait önlisans başvurularının başvuru kapasitesinden daha az miktarda bağlantı hakkı kazanması halinde santral sahası köşe koordinatları başvuru sahibi tarafından ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisinde kalacak şekilde mevcut veya yeni türbin koordinatlarına göre yeniden belirlenir ve teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanmış olan bilgi ve belgelerin tamamı Kurum üzerinden Genel Müdürlüğe gönderilir.
(6) Teknik değerlendirmesi uygun görülmekle birlikte dördüncü fıkrada belirtilen durumlara yer verilerek Kuruma gönderilen TDR’lere ait önlisans başvurularının bağlantı hakkı kazanması halinde santral sahası köşe koordinatları başvuru sahibi tarafından ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisinde kalacak şekilde mevcut veya yeni türbin koordinatlarına göre yeniden belirlenir ve teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanmış olan bilgi ve belgelerin tamamı Kurum üzerinden Genel Müdürlüğe gönderilir.
(7) Beşinci fıkra ve altıncı fıkra kapsamında yapılan teknik değerlendirme sonucunda bu Yönetmelikte belirtilen usul ve esaslara uyulmadığının tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi uygun bulunmaz ve bu durum Kuruma bildirilir.
(8) Bağlantı bölgesi başvuruda belirtilen santral sahasının alansal olarak en fazla yer kapladığı ilin bulunduğu bölgedir.
(9) Önlisans ve/veya lisans alınmış bir RES projesi için önlisans ve/veya lisans sahibi tarafından Genel Müdürlükten alınacak uygunluk belgesi, proje onay ve onaylı projelerine göre yapılan tesislerin kabul işlemlerinde ibraz edilmek zorundadır. Uygunluk belgesinin düzenlenebilmesi için her bir türbinin her türlü ve her ölçekteki imar planlarına işlendiğinin belgelendirilmesi gerekir.
(10) Genel Müdürlükten alınacak RÖİ kurulum uygunluk belgesi ibraz edilmeden yetkili hiçbir kamu kurum ve kuruluşlarına kuruluşuna RÖİ kurma izni için başvuru yapılamaz ve rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporu düzenlenemez.
(11) Yetkili kamu kurumları veya akredite kuruluşlar tarafından onaylanmış rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporunun bir örneği ölçüm sahibi kişilerce onay tarihinden itibaren 30 takvim günü içerisinde Genel Müdürlüğe bildirilir. Bildirilmeyen RÖİ’ler ile yapılan önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi yapılmaz.
(12) Genel Müdürlük, RÖİ’lerin standartlarına ve RÖİ kurulum uygunluk belgesine göre kurulup kurulmadığını ve işletme şartlarını denetleyebilir. Denetleme sonucunda eksiklik belirlenmesi durumunda, bu RÖİ’ler kapsamında yapılacak önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi yapılmaz.
Önlisans ve/veya üretim lisansı alınmış başvurular için talep edilen değişikliklerin teknik değerlendirmesi
MADDE 5 – (1) Rüzgar enerjisine dayalı üretim önlisans veya lisansı sahibi şirketlerin ünite bilgilerinde değişiklik amacıyla yaptığı tadil başvuruları hakkındaki teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanan bilgi formunun basılı, onaylı ve sayısal ortamda hazırlanarak Kuruma sunulması gerekir. Ek-5’te tanımlanan esaslara göre komşu santral sahalarındaki türbinlerle etkileşime girmeyenler ve Ek-2’de belirtilen yönteme göre uygun yerlerde türbin bulunduranlar için uygunluk yazısı düzenlenerek Kuruma gönderilir.
(2) Önlisans ve/veya lisansta belirtilen santral sahası köşe koordinatlarının tadil edilmek istenmesi durumunda Ek-4’te yer alan birinci ve ikinci maddelerde belirtilenler Kurum tarafından teknik değerlendirme yapılmak üzere Genel Müdürlüğe gönderilir. Talep kapsamında aşağıda belirtilen kriterleri sağlayanlar için uygun TDR düzenlenir:
a) Talep kapsamında belirtilen türbinlerin, Ek-5’te tanımlanan esaslara göre komşu santral sahalarındaki türbinlerle etkileşime girmemesi,
b) Talep kapsamında belirtilen santral sahası köşe koordinatlarından herhangi birinin kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde bulunmaması,
c) Yeni santral sahasına ait SSKGY değerinin, önlisans ve/veya lisans başvurusunun teknik değerlendirmesi kapsamında uygun görülerek Kuruma gönderilmiş olan TDR’de belirtilen SSKGY değerine eşit veya bu değerden büyük olması,
ç) Yeni santral sahasının, Ek-2’de belirtilen santral sahası belirleme yöntemine uygun olarak belirlenmiş olması.
(3) Santral sahaları arasındaki mesafeleri 300 metrenin altında olan önlisans ve/veya lisans almış başvuru sahipleri, 300 metrenin altındaki mesafeleri içeren santral sahalarının sınır çizgilerine ait emniyet bantlarında türbin bulundurabilirler. Bu türden taleplerin önlisans ve/veya lisans sahibi kişilerce birlikte yapılması, komşu sahalardaki türbinlerin birbirlerinden olumsuz etkilenmemesi ve talebin Genel Müdürlük tarafından uygun görülmesi esastır.
(4) İşletmeye alınmış bir RES’e ait türbinler için koordinat değişikliği ile elektriksel ve/veya mekanik kapasite artışları kapsamında santral sahası emniyet bandında aşağıdaki koşullarda türbin bulundurulması mümkündür:
a) Emniyet bandında bulundurulmak istenen her bir türbinin rotor kanat çapının 150 metre olduğu kabul edilerek Ek-5’te belirtilen yönteme göre çizilen elipsler içerisine başka şirketler tarafından önlisans başvurusu kapsamında bir türbin konulamayacağının tespit edilmesi,
b) Emniyet bandındaki her bir türbin koordinatı merkez kabul edilerek yarıçapı 1.000 metre olacak şekilde çizilen dairesel bir alanın santral sahasının dışında kalan kısmına, ilgili kamu kurum ve kuruluşlarınca mevzuatı çerçevesinde türbin konulmasına izin verilemeyeceğinin belgelendirilmesi.
(5) Bu madde kapsamında Genel Müdürlük tarafından Kuruma gönderilen uygunluk yazıları veya TDR’ye istinaden verilen önlisans ve/veya lisans tadil kararları Kurum tarafından karar tarihinden itibaren 20 iş günü içinde Genel Müdürlüğe gönderilir.
LÜY kapsamında teknik değerlendirme raporunun düzenlenmesi ve tadilat talepleri hakkında uygunluk yazısının oluşturulması
MADDE 6 – (1) Genel Müdürlük tarafından rüzgar kaynağına dayalı olarak LÜY kapsamında bağlantı başvurusu olumlu bulunanlar için mevzuatı kapsamında ilgili şebeke işletmecisi tarafından çağrı mektubu verilmeden önce TDR düzenlenmek üzere Genel Müdürlük internet sayfasında duyurulan bilgi ve belgeler Genel Müdürlüğe gönderilir.
(2) LÜY kapsamında rüzgar kaynağına dayalı olarak kurulmak istenen bir tesis için aşağıda belirtilen durumlardan en az birinin tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi olumsuz sonuçlandırılır:
a) Genel Müdürlük internet sayfasında duyurulan bilgi ve belgelerin eksik veya usulüne uygun olmayan şekilde hazırlanmış olması,
b) Başvuruda belirtilen türbinlerin kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde veya LÜY kapsamında geçerliliği devam eden bir TDR’de belirtilen türbin/türbinlerin rüzgarını etkileyecek noktalarda bulunması,
c) Başvuruda belirtilen türbin koordinatları merkez kabul edilerek yarıçapı türbin rotor kanat uzunluğu olacak şekilde çizilecek olan dairesel bir alanın, başvuruda belirtilen arazi sınırının dışına taşması,
ç) Kamu kurum ve kuruluşları hariç olmak üzere başka gerçek veya tüzel kişilerce yapılan lisanssız üretim başvurularında belirtilen santral sahasının, Hazinenin özel mülkiyetindeki veya devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmazlar üzerinde bulunması.
(3) LÜY kapsamında rüzgar kaynağına dayalı olarak birbirlerine komşu olacak şekilde konumlandırılmak istenen ve Genel Müdürlük tarafından Ek-5’te belirtilen esaslara göre birbirlerinin rüzgarını olumsuz yönde etkilediği belirlenen LÜY başvuruları için başvuru sahiplerinin bu olumsuzluğu kabul ettiklerine dair birbirlerine verecekleri izinler dikkate alınmaz ve bu tür başvurular için TDR düzenlenmez.
(4) Rüzgar kaynağına dayalı olarak yapılan lisanssız elektrik üretimi başvuruları kapsamında Genel Müdürlük tarafından TDR düzenlenmiş olan başvurularda belirtilen türbin teknik özellikleri ve koordinat bilgilerinde yapılabilecek tadilat talepleri için ilk başvuru esnasında ilgili şebeke işletmecisine sunulan mülkiyeti gösteren belgede belirtilen taşınmaz/taşınmazlarda olmak kaydıyla ilgili mevzuatı kapsamında TDR tekrar düzenlenir.
(5) Önlisans başvurularının alındığı tarihten bağlantı yarışması sonuçlanıncaya kadar geçen süre içerisinde önlisans başvurularında belirtilen santral sahaları içerisinde kalan LÜY kapsamındaki başvuruların teknik değerlendirmesi yapılmaz. Bu fıkra kapsamındaki başvurularda ilgili mevzuatta tanımlanan teknik değerlendirme için verilen süre yarışma tarihinden itibaren işletilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 7 – (1) 9/11/2008 tarihli ve 27049 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Rüzgar Enerjisine Dayalı Lisans Başvurularının Teknik Değerlendirilmesi Hakkında Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Mevcut önlisans başvurularında SSKGY ve RGY-RÖİ değerlerinin hesaplanması
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 3/10/2016 tarihinden önce yapılan önlisans başvuruları için aranan asgari SSKGY değeri 0,6 MWm/km2 olup bu başvurular için asgari RGY-RÖİ değeri hesaplanmaz.
Başvuruda belirtilen santral sahasının lisanslı bir santral sahası ile kesişmesi nedeniyle teknik değerlendirmesi yapılmamış olan başvuruların sonuçlandırılması
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisans başvurularının teknik değerlendirmeleri kapsamında, başvuruda belirtilen türbin koordinatlarının tamamının kesişilen lisanslı bir santral sahası içerisinde bulunması nedeniyle başvurunun teknik değerlendirmesinin yapılmadığı hususu Kuruma bildirilmiş olan başvurular için sistem bağlantı hakkının halen geçerli olması, ilk lisans başvurusunda belirtilen santral sahasının içerisinde kalınması ve ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisindeki türbinlerin başka santral sahalarındaki türbinlerle etkileşmemesi durumlarında bu Yönetmelik esaslarına göre uygun TDR düzenlenir.
Yürürlük
MADDE 8 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 9 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı yürütür. | Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından:
RÜZGAR KAYNAĞINA DAYALI ELEKTRİK ÜRETİMİ BAŞVURULARININ
TEKNİK DEĞERLENDİRMESİ HAKKINDA YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç ve kapsam
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amaç ve kapsamı; elektrik enerjisi üretiminde rüzgar enerjisinin etkin ve verimli kullanımını sağlamak, rüzgar kaynağına dayalı olarak yapılan önlisans veya lisanssız elektrik üretimi başvurularının teknik değerlendirmelerini yapmak, teknik değerlendirmeleri olumlu sonuçlandırılmış olan önlisanslı, lisanslı veya lisanssız projelerin koordinat değişikliği, kapasite artışları ve türbin teknik özellikleri ile ilgili değişiklik talepleri hakkında uygunluk yazısının düzenlenmesine ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Dayanak
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, 19/2/1985 tarihli ve 3154 sayılı Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 2 nci maddesinin birinci fıkrasının (b) ve (h) bentleri ve 10/B maddesi ile 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 7 nci maddesinin dördüncü fıkrasının (ç) bendi ve 14 üncü maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bağdaşmaz alan: Uygun bulma kararı alınmış, önlisans veya lisans verilmiş, ilgili mevzuatı kapsamında Kurum tarafından önlisans verilmesine yönelik Kurul Kararı alınmış, santral sahası değişikliği talepleri kapsamında Kurum tarafından kamuoyuna ilan edilerek Genel Müdürlük tarafından uygun bulunmuş santral sahalarını ve/veya YEKA Yönetmeliği kapsamında duyurulan alanları,
b) Bağlantı bölgesi: Önlisans başvurusu yapılacak rüzgar enerjisine dayalı bir üretim tesisinin elektrik sistemine noktasal ve/veya bölgesel bazda bağlanabilecekleri il ve/veya illerin idari sınırlarını,
c) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
ç) Başvurunun yarışmaya gireceği bölge adı: Önlisans başvurusunda belirtilen santral sahasının alansal büyüklük olarak fazla olduğu ilin yer aldığı bölgeyi,
d) Genel Müdürlük: Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünü,
e) Kullanılamaz alan: Genel Müdürlük ve/veya Kurumun resmi internet sayfalarında duyurulan ve üzerinde ilgili mevzuatı uyarınca RÖİ ve/veya rüzgar türbini bulundurulamayacak alanı,
f) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
g) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ğ) LÜY: 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliği,
h) REPA: Genel Müdürlük tarafından yayımlanan Türkiye Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlasını,
ı) RES: Rüzgar enerjisine dayalı elektrik üretim santralini,
i) RGY-RÖİ (Rüzgar ölçüm noktasındaki rüzgar güç yoğunluğu): Ek-1’de belirtilen yönteme göre hesaplanan düşey serbest atmosfere dik doğrultuda hareket eden hava kütlesinin birim kesit alanındaki gücünü (W/m2),
j) RÖİ: Rüzgar ölçüm istasyonunu,
k) RÖİ kurulum uygunluk belgesi: Genel Müdürlük tarafından düzenlenen ve içeriğinde RÖİ kurulmak istenilen noktanın koordinatları ile kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla ilişkisinin gösterildiği belgeyi,
l) Santral sahası: Köşe koordinatları; önlisans ve/veya lisanssız üretim başvurularında yer alan ve Ek-2’de belirtilen usul ve esaslara göre belirlenecek alanı,
m) SSKGY (Santral sahası kurulu güç yoğunluğu): Santral sahası içerisindeki türbinlerin toplam mekanik güçlerinin santral sahasının yüzölçümüne bölünmesi ile elde edilen değeri (MWm/km2),
n) TDR: Önlisans veya lisanssız elektrik üretimi başvuruları için Genel Müdürlük tarafından Ek-3’deki formata göre düzenlenen teknik değerlendirme raporunu,
o) UTM koordinatı: “Universal Transversal Mercator” izdüşümünde altı veya üç derecelik dilim esasına göre verilen koordinatı (ED 50 Datum),
ö) YEKA Yönetmeliği: 27/11/2013 tarihli ve 28834 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Enerjisi Üretimine Yönelik Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanlarının Belirlenmesi, Derecelendirilmesi, Korunması ve Kullanılmasına İlişkin Usul ve Esaslara Dair Yönetmeliği,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Rüzgar Kaynağına Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi
Önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi
MADDE 4 – (1) Özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin önlisans başvuruları kapsamında sundukları bilgi ve belgeler arasından Ek-4’te tanımlanmış olanları Kurum tarafından teknik değerlendirme yapılmak üzere Genel Müdürlüğe gönderilir.
(2) Genel Müdürlüğe gönderilen bilgi ve belgelerin incelenmesi sonucunda aşağıda belirtilen durumların tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi uygun bulunmaz ve bu durum Kuruma bildirilir:
a) Bilgi formu, rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporu ve rüzgar ölçüm sonuç raporunda belirtilen RÖİ koordinatlarından herhangi birinin farklı olması,
b) Bilgi formunda belirtilen RÖİ koordinatlarının başvuruda belirtilen santral sahasında bulunmaması,
c) RGY-RÖİ değerinin 150 W/m2 değerinden küçük olması,
ç) SSKGY değerinin 2 MWm/km2 değerinden küçük olması,
d) Önlisans başvurusunda belirtilen santral sahası köşe koordinatlarının tamamının kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde bulunması,
e) Başvuruda belirtilen santral sahasının, kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla kesişmesi durumunda kesişilen alan dışında kalan kısmı içerisinde kalacak şekilde sadece türbin koordinatları kullanılarak yeni bir santral sahasının belirlenemeyecek olması,
f) RGY-RÖİ hesabında kullanılacak ardışık sıralanmış kullanılabilir ölçüm verisinin Genel Müdürlüğe gönderilmemiş olması,
g) Başvuruda belirtilen ve birbirlerine komşu olan türbinler ve/veya RÖİ’ler arasındaki mesafenin 2.800 metreden fazla olması.
(3) Bu Yönetmelik ve eklerinde belirtilen usul ve esaslara göre yapıldığı tespit edilen önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi uygun görülerek başvuruya ait TDR düzenlenir ve Kuruma gönderilir.
(4) Aşağıdaki durumlardan herhangi birinin tespit edilmesi halinde, önlisans başvurusunun teknik değerlendirmesi uygun görülmekle birlikte türbin ve santral sahası köşe koordinatlarına yer verilmeyen ve ilgili hataların belirtildiği TDR düzenlenerek Kuruma gönderilir:
a) Başvuruda belirtilen santral sahasının, ikinci fıkranın (g) bendinde belirtilen durum hariç olmak üzere Ek-2’de belirtilen diğer mesafeler ve usullere göre belirlenmemiş olması,
b) Başvuruda belirtilen herhangi bir türbin koordinatının, Ek-5’te tanımlanan yönteme göre komşu santral sahalarında bulunan ve teknik değerlendirmesi uygun bulunmuş geçerli bir TDR’de belirtilen türbin/türbinleri etkileyen koordinatlarda olması,
c) Başvuruda belirtilen santral sahasının emniyet bandı üzerinde türbin ve/veya RÖİ bulundurulması,
ç) Başvuruda belirtilen santral sahasının kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlarla kesişmesi.
(5) Teknik değerlendirmesi uygun görülerek Kuruma gönderilen TDR’lere ait önlisans başvurularının başvuru kapasitesinden daha az miktarda bağlantı hakkı kazanması halinde santral sahası köşe koordinatları başvuru sahibi tarafından ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisinde kalacak şekilde mevcut veya yeni türbin koordinatlarına göre yeniden belirlenir ve teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanmış olan bilgi ve belgelerin tamamı Kurum üzerinden Genel Müdürlüğe gönderilir.
(6) Teknik değerlendirmesi uygun görülmekle birlikte dördüncü fıkrada belirtilen durumlara yer verilerek Kuruma gönderilen TDR’lere ait önlisans başvurularının bağlantı hakkı kazanması halinde santral sahası köşe koordinatları başvuru sahibi tarafından ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisinde kalacak şekilde mevcut veya yeni türbin koordinatlarına göre yeniden belirlenir ve teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanmış olan bilgi ve belgelerin tamamı Kurum üzerinden Genel Müdürlüğe gönderilir.
(7) Beşinci fıkra ve altıncı fıkra kapsamında yapılan teknik değerlendirme sonucunda bu Yönetmelikte belirtilen usul ve esaslara uyulmadığının tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi uygun bulunmaz ve bu durum Kuruma bildirilir.
(8) Bağlantı bölgesi başvuruda belirtilen santral sahasının alansal olarak en fazla yer kapladığı ilin bulunduğu bölgedir.
(9) Önlisans ve/veya lisans alınmış bir RES projesi için önlisans ve/veya lisans sahibi tarafından Genel Müdürlükten alınacak uygunluk belgesi, proje onay ve onaylı projelerine göre yapılan tesislerin kabul işlemlerinde ibraz edilmek zorundadır. Uygunluk belgesinin düzenlenebilmesi için her bir türbinin her türlü ve her ölçekteki imar planlarına işlendiğinin belgelendirilmesi gerekir.
(10) Genel Müdürlükten alınacak RÖİ kurulum uygunluk belgesi ibraz edilmeden yetkili hiçbir kamu kurum ve kuruluşlarına kuruluşuna RÖİ kurma izni için başvuru yapılamaz ve rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporu düzenlenemez.
(11) Yetkili kamu kurumları veya akredite kuruluşlar tarafından onaylanmış rüzgar ölçüm istasyonu kurulum raporunun bir örneği ölçüm sahibi kişilerce onay tarihinden itibaren 30 takvim günü içerisinde Genel Müdürlüğe bildirilir. Bildirilmeyen RÖİ’ler ile yapılan önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi yapılmaz.
(12) Genel Müdürlük, RÖİ’lerin standartlarına ve RÖİ kurulum uygunluk belgesine göre kurulup kurulmadığını ve işletme şartlarını denetleyebilir. Denetleme sonucunda eksiklik belirlenmesi durumunda, bu RÖİ’ler kapsamında yapılacak önlisans başvurularının teknik değerlendirmesi yapılmaz.
Önlisans ve/veya üretim lisansı alınmış başvurular için talep edilen değişikliklerin teknik değerlendirmesi
MADDE 5 – (1) Rüzgar enerjisine dayalı üretim önlisans veya lisansı sahibi şirketlerin ünite bilgilerinde değişiklik amacıyla yaptığı tadil başvuruları hakkındaki teknik değerlendirmenin yapılabilmesi için Ek-4’te tanımlanan bilgi formunun basılı, onaylı ve sayısal ortamda hazırlanarak Kuruma sunulması gerekir. Ek-5’te tanımlanan esaslara göre komşu santral sahalarındaki türbinlerle etkileşime girmeyenler ve Ek-2’de belirtilen yönteme göre uygun yerlerde türbin bulunduranlar için uygunluk yazısı düzenlenerek Kuruma gönderilir.
(2) Önlisans ve/veya lisansta belirtilen santral sahası köşe koordinatlarının tadil edilmek istenmesi durumunda Ek-4’te yer alan birinci ve ikinci maddelerde belirtilenler Kurum tarafından teknik değerlendirme yapılmak üzere Genel Müdürlüğe gönderilir. Talep kapsamında aşağıda belirtilen kriterleri sağlayanlar için uygun TDR düzenlenir:
a) Talep kapsamında belirtilen türbinlerin, Ek-5’te tanımlanan esaslara göre komşu santral sahalarındaki türbinlerle etkileşime girmemesi,
b) Talep kapsamında belirtilen santral sahası köşe koordinatlarından herhangi birinin kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde bulunmaması,
c) Yeni santral sahasına ait SSKGY değerinin, önlisans ve/veya lisans başvurusunun teknik değerlendirmesi kapsamında uygun görülerek Kuruma gönderilmiş olan TDR’de belirtilen SSKGY değerine eşit veya bu değerden büyük olması,
ç) Yeni santral sahasının, Ek-2’de belirtilen santral sahası belirleme yöntemine uygun olarak belirlenmiş olması.
(3) Santral sahaları arasındaki mesafeleri 300 metrenin altında olan önlisans ve/veya lisans almış başvuru sahipleri, 300 metrenin altındaki mesafeleri içeren santral sahalarının sınır çizgilerine ait emniyet bantlarında türbin bulundurabilirler. Bu türden taleplerin önlisans ve/veya lisans sahibi kişilerce birlikte yapılması, komşu sahalardaki türbinlerin birbirlerinden olumsuz etkilenmemesi ve talebin Genel Müdürlük tarafından uygun görülmesi esastır.
(4) İşletmeye alınmış bir RES’e ait türbinler için koordinat değişikliği ile elektriksel ve/veya mekanik kapasite artışları kapsamında santral sahası emniyet bandında aşağıdaki koşullarda türbin bulundurulması mümkündür:
a) Emniyet bandında bulundurulmak istenen her bir türbinin rotor kanat çapının 150 metre olduğu kabul edilerek Ek-5’te belirtilen yönteme göre çizilen elipsler içerisine başka şirketler tarafından önlisans başvurusu kapsamında bir türbin konulamayacağının tespit edilmesi,
b) Emniyet bandındaki her bir türbin koordinatı merkez kabul edilerek yarıçapı 1.000 metre olacak şekilde çizilen dairesel bir alanın santral sahasının dışında kalan kısmına, ilgili kamu kurum ve kuruluşlarınca mevzuatı çerçevesinde türbin konulmasına izin verilemeyeceğinin belgelendirilmesi.
(5) Bu madde kapsamında Genel Müdürlük tarafından Kuruma gönderilen uygunluk yazıları veya TDR’ye istinaden verilen önlisans ve/veya lisans tadil kararları Kurum tarafından karar tarihinden itibaren 20 iş günü içinde Genel Müdürlüğe gönderilir.
LÜY kapsamında teknik değerlendirme raporunun düzenlenmesi ve tadilat talepleri hakkında uygunluk yazısının oluşturulması
MADDE 6 – (1) Genel Müdürlük tarafından rüzgar kaynağına dayalı olarak LÜY kapsamında bağlantı başvurusu olumlu bulunanlar için mevzuatı kapsamında ilgili şebeke işletmecisi tarafından çağrı mektubu verilmeden önce TDR düzenlenmek üzere Genel Müdürlük internet sayfasında duyurulan bilgi ve belgeler Genel Müdürlüğe gönderilir.
(2) LÜY kapsamında rüzgar kaynağına dayalı olarak kurulmak istenen bir tesis için aşağıda belirtilen durumlardan en az birinin tespit edilmesi halinde başvurunun teknik değerlendirmesi olumsuz sonuçlandırılır:
a) Genel Müdürlük internet sayfasında duyurulan bilgi ve belgelerin eksik veya usulüne uygun olmayan şekilde hazırlanmış olması,
b) Başvuruda belirtilen türbinlerin kullanılamaz alanlar ve/veya bağdaşmaz alanlar içerisinde veya LÜY kapsamında geçerliliği devam eden bir TDR’de belirtilen türbin/türbinlerin rüzgarını etkileyecek noktalarda bulunması,
c) Başvuruda belirtilen türbin koordinatları merkez kabul edilerek yarıçapı türbin rotor kanat uzunluğu olacak şekilde çizilecek olan dairesel bir alanın, başvuruda belirtilen arazi sınırının dışına taşması,
ç) Kamu kurum ve kuruluşları hariç olmak üzere başka gerçek veya tüzel kişilerce yapılan lisanssız üretim başvurularında belirtilen santral sahasının, Hazinenin özel mülkiyetindeki veya devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmazlar üzerinde bulunması.
(3) LÜY kapsamında rüzgar kaynağına dayalı olarak birbirlerine komşu olacak şekilde konumlandırılmak istenen ve Genel Müdürlük tarafından Ek-5’te belirtilen esaslara göre birbirlerinin rüzgarını olumsuz yönde etkilediği belirlenen LÜY başvuruları için başvuru sahiplerinin bu olumsuzluğu kabul ettiklerine dair birbirlerine verecekleri izinler dikkate alınmaz ve bu tür başvurular için TDR düzenlenmez.
(4) Rüzgar kaynağına dayalı olarak yapılan lisanssız elektrik üretimi başvuruları kapsamında Genel Müdürlük tarafından TDR düzenlenmiş olan başvurularda belirtilen türbin teknik özellikleri ve koordinat bilgilerinde yapılabilecek tadilat talepleri için ilk başvuru esnasında ilgili şebeke işletmecisine sunulan mülkiyeti gösteren belgede belirtilen taşınmaz/taşınmazlarda olmak kaydıyla ilgili mevzuatı kapsamında TDR tekrar düzenlenir.
(5) Önlisans başvurularının alındığı tarihten bağlantı yarışması sonuçlanıncaya kadar geçen süre içerisinde önlisans başvurularında belirtilen santral sahaları içerisinde kalan LÜY kapsamındaki başvuruların teknik değerlendirmesi yapılmaz. Bu fıkra kapsamındaki başvurularda ilgili mevzuatta tanımlanan teknik değerlendirme için verilen süre yarışma tarihinden itibaren işletilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 7 – (1) 9/11/2008 tarihli ve 27049 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Rüzgar Enerjisine Dayalı Lisans Başvurularının Teknik Değerlendirilmesi Hakkında Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Mevcut önlisans başvurularında SSKGY ve RGY-RÖİ değerlerinin hesaplanması
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 3/10/2016 tarihinden önce yapılan önlisans başvuruları için aranan asgari SSKGY değeri 0,6 MWm/km2 olup bu başvurular için asgari RGY-RÖİ değeri hesaplanmaz.
Başvuruda belirtilen santral sahasının lisanslı bir santral sahası ile kesişmesi nedeniyle teknik değerlendirmesi yapılmamış olan başvuruların sonuçlandırılması
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce lisans başvurularının teknik değerlendirmeleri kapsamında, başvuruda belirtilen türbin koordinatlarının tamamının kesişilen lisanslı bir santral sahası içerisinde bulunması nedeniyle başvurunun teknik değerlendirmesinin yapılmadığı hususu Kuruma bildirilmiş olan başvurular için sistem bağlantı hakkının halen geçerli olması, ilk lisans başvurusunda belirtilen santral sahasının içerisinde kalınması ve ilk başvuruda belirtilen santral sahası içerisindeki türbinlerin başka santral sahalarındaki türbinlerle etkileşmemesi durumlarında bu Yönetmelik esaslarına göre uygun TDR düzenlenir.
Yürürlük
MADDE 8 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 9 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_054949cd98444.docx | T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME
KURULU
KARAR ÖRNEĞİ
TOPLANTI TARİHİ : 27.05.2021
KARAR SIRA NO : 10232-1
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 25.05.2021 tarihli ve E-32841861-110.05.99-81720 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin ekteki Enerji Kaynak Garanti Sistemi Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanının Karşılanması İçin Uygulanacak Bedel ve Komisyonlar ile Uygulamaya İlişkin Yöntem Bildirimi’nin kabul edilmesine
karar verilmiştir.
EK- Yenilenebilir Enerjı Kaynak Garanti Sistemi Ve Organize Yek-G Piyasası İşletim Gelir Tavanının Karşılanması İçin Uygulanacak Bedel Ve Komisyonlar İle Uygulamaya İlişkin Yöntem Bildirimi
YENİLENEBİLİR ENERJI KAYNAK GARANTİ SİSTEMİ VE ORGANİZE YEK-G PİYASASI İŞLETİM GELİR TAVANININ KARŞILANMASI İÇİN UYGULANACAK BEDEL VE KOMİSYONLAR İLE UYGULAMAYA İLİŞKİN
YÖNTEM BİLDİRİMİ
Amaç
Madde 1 – (1) Bu Bildirimin amacı, yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemi (YEK-G sistemi) ve organize YEK-G piyasası işletim gelir tavanının karşılanması için uygulanacak bedel ve komisyonlar ile uygulanmaya ilişkin yöntemin belirlenmesidir.
Kapsam
Madde 2 – (1) Bu Bildirim, Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G piyasası işletim faaliyeti gelirlerinin belirlenmesinde kullanılacak yöntem ile bu yönteme dair usul ve esasları kapsar.
Dayanak
Madde 3 – (1) Bu Bildirim, 22/12/2015 tarihli ve 29570 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğin 6 ncı maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
Madde 4 – (1) Bu Bildirimde geçen;
a) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
b) YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanı (YEKGİGT): EPİAŞ’ın YEK-G sistemi ve Organize YEK-G piyasasını işletmek için bir tarife yılında toplayacağı gelirin üst sınırını,
c) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ç) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
d) Piyasa İşletim Gelir Tavanı (PİGT): EPİAŞ’ın bir tarife yılında toplayacağı gelirin sınırını,
e) Piyasa İşletmecisi: Piyasa işletim lisansı sahibi EPİAŞ’ı,
f) Tarife Teklifi: EPİAŞ Yönetim Kurulu tarafından tespit edilerek Kurul onayına sunulan, PİGT’in karşılanması için uygulanacak bedel ve komisyonlar ile uygulamaya ilişkin yöntem bildiriminden oluşan teklifi
ifade eder.
(2) Bu bildirimde geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanının Dağıtılması
Madde 5 – (1) Piyasa İşletmecisinin YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasası işletim faaliyetleri çerçevesinde tek sunucu statüsünde sağladığı hizmetler kapsamında ihtiyaç duyduğu gelir, YEK-G sistem kullanıcıları/piyasa katılımcılarından piyasa işletim ücreti olarak karşılanır.
Ücretlere İlişkin Esaslar
Madde 6 – (1) Piyasa işletim gelir tavanı ve buna ilişkin parametreler, ilgili mevzuattaki hükümlere uygun olarak sabit ve değişken maliyetlerin karşılanması ve yatırımların sürdürülmesi için makul bir getiri elde edilmesine izin verilecek şekilde belirlenir. Piyasa işletim ücreti, YEK-G sistemindeki işlemlerden ve organize YEK-G piyasasında gerçekleştirilen alış ve satışa ilişkin tutarlardan ayrı olarak tahakkuk ettirilir ve Piyasa İşletmecisi tarafından söz konusu ücretler PYS aracılığıyla YEK-G sistem kullanıcıları/piyasa katılımcılarına bildirilir.
Ücretlere İlişkin Hesaplama Yöntemleri
Madde 7 – (1) YEK-G’de gerçekleşmiş piyasa hacimleri dikkate alınarak gerçekleşecek piyasa hacimleri tahmin edilir. Tahmin edilen bu miktarlar, her bir YEK-G katılımcısından alınacak olan birim işlem ücreti hesaplamasında kullanılır. Bu birim ücretlerin, Piyasa İşletmecisinin YEK-G’yi işletmek için yapacağı harcamaları karşılayacak düzeyde olması esastır. Bununla birlikte ilgili hizmetler için yurtdışı birim fiyatlar da referans alınabileceği gibi farklı yöntemler de kullanılabilir.
Piyasa İşletim Ücreti
Madde 8- (1) Her bir YEK-G sistem kullanıcısı/piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti aşağıdaki kalemlerden meydana gelir;
a) Yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemi yıllık katılım ücreti.
b) Organize yenilenebilir enerji kaynak garanti piyasasında gerçekleştirilen alış-satış işlemleri için belirlenen işlem ücreti.
YEK-G Sistemi Yıllık Katılım Ücreti
Madde 9- (1) YEK-G sistemi yıllık katılım ücreti, her yıl tarifenin belirlendiği Kurul Kararı ile belirlenir ve Piyasa İşletmecisi tarafından her bir sistem kullanıcısından yıllık bazda tahsil edilir. Piyasa İşletmecisi, her tarife yılı için ihtiyaç duyduğu YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanının %50’lik kısmını yıllık katılım ücreti olarak piyasa katılımcılarından karşılar. Yıllık Katılım ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır.
(2) Birinci fıkrada yer alan formülde geçen;
YKÜs,z : “s” YEK-G sistem kullanıcısının “z” tarife yılı için YEK-G sistemine katıldığı ilk ayın uzlaştırma bildirimine yansıtılacak YEK-G sistemi yıllık katılım ücretini,
YEKGİGTz :“z” tarife yılı için Piyasa İşletmecisinin YEK-G sistemi ve Organize YEK-G piyasası işletim gelir tavanını,
n :“z” tarife yılında Piyasa İşletmecisine kayıtlı olması öngörülen YEK-G sistem kullanıcı sayısını
ifade eder.
Organize YEK-G Piyasasında Gerçekleştirilen Alış-Satış İşlemleri İçin Belirlenen İşlem Ücreti
Madde 10- (1) Piyasa katılımcılarından alınacak birim işlem ücreti, Kurul kararı ile belirlenir.
(2) Piyasa İşletmecisi, her tarife yılı için ihtiyaç duyduğu YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanının %50’lik kısmını piyasa işlemleri karşılığında piyasa katılımcılarından tahsil edeceği işlem ücreti ile karşılar. Bu tutarı karşılamak için uygulayacağı birim işlem ücreti, aşağıdaki formüle göre hesaplanır.
(3) İkinci fıkrada yer alan formülde geçen;
BİÜz : “z” tarife yılı için belirlenen birim işlem ücretini,
YEKGİGTz : “z” tarife yılı için Piyasa İşletmecisinin yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemi ve piyasası işletim gelir tavanını,
YEKGPAMz : Organize YEK-G piyasası katılımcılarının “z” tarife yılında piyasada yapması öngörülen toplam alış miktarını,
YEKGPSMz : Organize YEK-G piyasası katılımcılarının “z” tarife yılında piyasada yapması öngörülen toplam satış miktarını
ifade eder.
(4) Piyasa katılımcılarının aylık bazda ödeyeceği toplam işlem ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır.
(5) Dördüncü fıkrada yer alan formülde geçen;
İÜp,i : “p” piyasa katılımcısının “i” fatura dönemi içinde yaptığı işlemler dikkate alınarak hesaplanan toplam işlem ücreti tutarını,
YEKGPAMp,k,i : “p” piyasa katılımcısının “k” kontratı için “i” fatura dönemi içinde gerçekleşen toplam alış miktarını (MWh),
YEKGPSM p,k,i : “p” piyasa katılımcısının “k” kontratı için “i” fatura dönemi içinde gerçekleşen toplam satış miktarını (MWh),
BİÜz : “z” tarife yılı için belirlenen birim işlem ücretini,
m : “i” fatura döneminde işlem yapılan kontrat sayısını
ifade eder.
Piyasa İşletim Ücretinin Hesaplanması
Madde 13- (1) YEK-G sistem kullanıcılarının aylık bazda ödeyeceği piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır.
(2) Birinci fıkrada yer alan formülde geçen;
: “s” YEK-G sistem kullanıcısının “i” fatura dönemi için ödeyeceği toplam piyasa işletim ücretini,
: “p” piyasa katılımcısının “i” fatura döneminde piyasa işlemleri dikkate alınarak hesaplanan toplam işlem ücreti tutarını,
YKÜs,z :“s” YEK-G sistem kullanıcısının “z” tarife yılı için yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemine katıldığı ilk ayın uzlaştırma bildirimine yansıtılacak yıllık katılım ücretini
ifade eder.
Gelir Tavanı Farkı
Madde 14- (1) Piyasa İşletmecisi, bir önceki tarife yılı için belirlenen YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanı ile ilgili yıl için gerçekleşen YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasası işletim geliri arasındaki farkı, bir sonraki YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanı hesaplamalarında dikkate alır.
Birim Ücret Hesaplama Metodu
Madde 15 – (1) YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasası işletmeye alındıktan sonra, Piyasa İşletmecisi her tarife yılı için toplayacağı YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Gelir Tavanına ulaşmak için, bir önceki tarife yılının kayıtlı sistem kullanıcısı/piyasa katılımcısı sayısı ve piyasa işlem miktarlarından hareketle bir sonraki tarife yılının rakamlarını tahmin ederek birim işlem ücretleri ve yıllık katılım ücretine ilişkin teklifini hazırlar.
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasası için 2021 yılında piyasa işletim ücreti alınmaz.
Yürürlük
Madde 16– (1) Bu Bildirim yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 17 – (1) Bu Bildirim hükümlerini Kurum Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_05c58e8086023.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 8392-2 Karar Tarihi : 24/01/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 24/01/2019 tarihli toplantısında; Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin 2019 yılı piyasa işletim gelir tavanı ile ilgili olarak, 2019 yılı piyasa işletim gelir tavanında öngörülen ARGE harcama tutarının 2019 yılında gerçekleşecek ARGE harcama tutarından fazla olması durumunda aradaki farkın paranın zaman değeri dikkate alınarak Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin 2021 yılı piyasa işletim gelir tavanından düşülmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_05e2703719041.docx | TC. ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO :9040-12
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ ile 5/10/2016 tarihli ve 6520 sayılı Kurul Kararının 4 üncü maddesi uyarınca belirlenen Otomatik Sayaç Okuma Sistemi kapsamında ilave veri talep edilmesi halinde tahsil edilecek bedelin 1/1/2020 tarihinden itibaren aşağıda yer aldığı şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
2020 Sayaç/Ay
OSOS İLAVE VERİ TALEBİ BEDELİ 7,8 TL |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_06087f8c92861.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10252-1 Karar Tarihi : 10.06.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 10.06.2021 tarihli toplantısında; 25/06/2020 tarihli ve 31166 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren 18/06/2020 tarihli ve 9395 sayılı Kurul Kararının 1 inci maddesinin (a) ve (b) fıkralarında yer alan;
“a) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde, DSİ Genel Müdürlüğü tarafından bildirilen yıllık azami üretim miktarının kabul edilmesine, ancak fiili üretimin bu değerden fazla gerçekleşmesi halinde gerçekleşen miktar veya ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarının akredite bir kuruluş tarafından belgelendirilmesi kaydıyla ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarındaki kapasite faktörüne karşılık gelen üretim miktarının kabul edilmesine,
b) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri hariç yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde; tabloda yer alan kapasite faktörü karşılığı olan üretim miktarının kabul edilmesine, ancak fiili üretimin bu değerden fazla gerçekleşmesi halinde gerçekleşen miktar veya ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarının akredite bir kuruluş tarafından belgelendirilmesi kaydıyla ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarındaki kapasite faktörüne karşılık gelen üretim miktarının kabul edilmesine,”
hükmün,
Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde, DSİ Genel Müdürlüğü tarafından bildirilen yıllık azami üretim miktarının kabul edilmesine, ancak fiili üretimin bu değerden fazla gerçekleşmesi halinde gerçekleşen üretim miktarının kabul edilmesine,
Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri hariç yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde; tabloda yer alan kapasite faktörü karşılığı olan üretim miktarının kabul edilmesine, ancak fiili üretimin bu değerden fazla gerçekleşmesi halinde gerçekleşen miktarın kabul edilmesine, tesisin işletmede olmaması halinde ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarının akredite bir kuruluş tarafından belgelendirilmesi kaydıyla ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarındaki kapasite faktörüne karşılık gelen üretim miktarının kabul edilmesine,”
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_07417aed26863.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13129 Karar Tarihi: 26/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2024 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin 43 üncü maddesi uyarınca; toplayıcılık faaliyetine ilişkin olarak aşağıdaki Karar alınmıştır.
MADDE 1- Toplayıcılık faaliyeti kapsamında Elektrik piyasasında 2025 yılında uygulanacak olan lisans alma, yıllık lisans, lisans tadili ve lisans sureti çıkartma bedeli olarak aşağıda yer alan bedeller uygulanır.
2025 yılında uygulanacak olan toplayıcı lisansına ilişkin lisans alma, lisans tadili ve lisans suret çıkarma bedelleri;
2025 yılı toplayıcılık faaliyeti için 2026 yılında ödemekle yükümlü olunan yıllık lisans bedeli;
MADDE 2- Tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından elektrik piyasasında toplayıcılık faaliyeti yürütmek üzere Kuruma yapılan lisans tadil başvuruları kapsamında toplayıcı lisansı alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır.
MADDE 3- Bu Karar 1/1/2025 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 4- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Lisans Türü | Bedel Türü | Bedel (TL)
Toplayıcı Lisansı | Lisans Alma 10.000.000
Toplayıcı Lisansı | Lisans Tadil Bedeli 73.450
Toplayıcı Lisansı | Lisans Suret Çıkarma Bedeli 15.280
Lisans Türü | Bedel Kıstası | Bedel (Kr.)
Toplayıcı Lisansı | Portföyünde yer alan lisanslı ve lisanssız üretim tesislerine ilişkin satışlar hariç olmak üzere, toplayıcılık faaliyeti kapsamında satışı yapılan kWh başına Kr. | 0,015 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_07c8cc7292364.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI YAN HİZMETLER YÖNETMELİĞİNDE
DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 26/11/2017 tarihli ve 30252 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin 13 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendine aşağıdaki cümleler, (b) bendine aşağıdaki cümle eklenmiş ve (c) bendine “yayımlanacak duyuru uyarınca” ibaresinden sonra gelmek üzere “yan hizmet birimi bazında” ibaresi eklenmiştir.
“Tedarik sürecinde belirlenen tedarik dönemleri saatlik ve/veya blok tekliflerden oluşur. Tedarik süreci rezervin sağlanacağı günden bir gün önce saat 10.30’da tamamlanır. Ancak tedarik sürecinin yürütülmesinde aksaklık yaşanması ve tedarik sürecinin saat 10.30’a kadar tamamlanamaması durumunda TEİAŞ bu süreci saat 12.15’e kadar uzatabilir. Tedarik sürecinin saat 12.15’e kadar da tamamlanamaması durumunda benzer bir gün seçilerek tedarik süreci tamamlanır.”
“TEİAŞ gerek görmesi halinde, ihtiyaç duyulan primer frekans kontrol yedeği miktarını kaynak türü, tepki hızı, tedarik dönemi bazında kısımlara ayırarak her bir kısım için farklı tedarik süreçleri yürütebilir.”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 21 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendine aşağıdaki cümleler eklenmiştir.
“Tedarik sürecinde belirlenen tedarik dönemleri saatlik ve/veya blok tekliflerden oluşur. Tedarik süreci rezervin sağlanacağı günden bir gün önce saat 10.30’da tamamlanır. Ancak tedarik sürecinin yürütülmesinde aksaklık yaşanması ve tedarik sürecinin saat 10.30’a kadar tamamlanamaması durumunda TEİAŞ bu süreci saat 12.15’e kadar uzatabilir. Tedarik sürecinin saat 12.15’e kadar da tamamlanamaması durumunda benzer bir gün seçilerek tedarik süreci tamamlanır.”
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 31/G maddesinin birinci ve ikinci fıkralarında yer alan “fatura dönemi” ibareleri “uzlaştırma dönemi” olarak ve aynı maddenin üçüncü fıkrasında yer alan “fatura dönemleri” ibaresi “uzlaştırma dönemleri” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğin 39 uncu maddesinin birinci ve ikinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) İletim sistemine 66 kV ve üzeri gerilim seviyesinden bağlı ve kurulu gücü 30 MW ve üstünde olan lisanslı veya lisanssız elektrik üretim tesisi sahibi kişilerle reaktif güç kontrolü hizmet anlaşması imzalanır. TEİAŞ’ın gerekli gördüğü durumlarda iletim sistemine bağlı olan ve kurulu gücü 30 MW’tan az olan lisanslı üretim tesisleri de reaktif güç kontrolüne katılmakla yükümlüdür. Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen koşullar dahilinde reaktif güç kontrolüne katılır.
(2) Üretim tesislerinin reaktif güç kapasitesi sağlaması veya senkron kompansatör olarak çalışması için tesis sahibi kişiler ile TEİAŞ arasında, 66 kV ve üzeri gerilim seviyesinden bağlı üretim tesisleri için reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması bulunması zorunludur. TEİAŞ ile bağlantı anlaşması imzalamış 34,5 kV ve altı gerilim seviyesinden bağlı üretim tesisleri için adlarına kayıtlı bulundukları lisans sahibi tüzel kişilerin, ilgili dağıtım şirketinin talebi ve TEİAŞ’ın uygun görüşü doğrultusunda ilgili dağıtım şirketi ile reaktif güç kontrolü hizmet anlaşması imzalamaları zorunludur.”
MADDE 5- Aynı Yönetmeliğin 40 ıncı maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) Sistem ihtiyaçları doğrultusunda seçilen üretim tesislerinin sahibi kişiler ile TEİAŞ arasında reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalanır.”
MADDE 6- Aynı Yönetmeliğin 41 inci maddesinin birinci fıkrasına “üretim tesislerinden” ibaresinden sonra gelmek üzere “dengeleme birimi olmayan” ibaresi, ikinci fıkrasına “lisans sahibi tüzel kişi” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya iletim sisteminden bağlı 30 MW ve üzeri kurulu güçteki lisanssız elektrik üretim tesisi sahibi” ibaresi eklenmiş ve üçüncü fıkrasının (ç) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“ç) Anlaşma kapsamında bulunan lisanslı veya lisanssız üretim tesisleri için anlaşmayı imzalamaya yetkili kişiye ait sicil tasdiknamesi veya vekâletname ile lisanslı üretim tesisleri için üretim lisansı,”
MADDE 7- Aynı Yönetmeliğin 46 ncı maddesinin üçüncü, dördüncü ve beşinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve altıncı fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır.
“(3) Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmeti sağlamakla yükümlü olan üretim tesislerinin izlenmesi ve bu hizmetlerin sağlanıp sağlanamadığının tespiti amacıyla TEİAŞ öncelikli olarak TEİAŞ SCADA sistemi ve/veya TEİAŞ güç kalitesi çözümleme cihazları vasıtasıyla elde edilen veri ve bilgileri kullanır. İhtiyaç olması halinde üretim tesislerinde bulunan kayıt cihazlarından elde edilen veri ve bilgiler ile YHPYS aracılığıyla yapılan bildirimler de dikkate alınır. Söz konusu verilerin bulunmadığı durumlarda reaktif güç kontrol hizmetinin sağlanmamış olduğu kabul edilir.
(4) Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmeti sağlamakla yükümlü olan üretim tesisleri, Elektrik Şebeke Yönetmeliği uyarınca hizmet verir. Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmetinin sağlanmaması, hizmete ilişkin veri gönderim yükümlüğünün yerine getirilmemesi veya geçici kabul veya nükleer güç santralleri için ön kabul tarihi itibarıyla 120 gün içerisinde reaktif güç kontrolüne ilişkin test raporunun TEİAŞ’a sunulmaması halinde ilgili üretim tesisi sahiplerine uygulanacak cezai şartlar, reaktif güç kontrolü sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmasında yer alır.
(5) Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmeti sağlamakla yükümlü olan üretim tesislerinin haberleşme ve kontrol sinyallerinin karşılıklı olarak ve doğru biçimde iletildiğinin tespiti amacıyla Point-to-Point testlerini de başarı ile tamamlamaları zorunludur.”
MADDE 8- Aynı Yönetmeliğin 60 ıncı maddesinin birinci, altıncı, yedinci ve sekizinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere, sağladıkları hizmet sonucu yapılması gereken ödemeleri içeren ödeme bildirimleri EPİAŞ tarafından hazırlanarak hizmetin tedarik edildiği ayı izleyen ayın yedinci gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar ilgili tüzel kişilere duyurulur. Bu bildirimlerde ilgili tüzel kişi tarafından hizmete konu ay boyunca sağlanmış olan tüm yan hizmetlere ilişkin ödeme miktarları ayrı ayrı olarak belirtilir.”
“(6) İkinci, üçüncü, dördüncü ve beşinci fıkralarda yer alan bilgiler her ayın dördüncü gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar TEİAŞ tarafından belirlenen formatta EPİAŞ’a bildirilir.
(7) TEİAŞ, yan hizmet sağlayan tüzel kişilere, sağladıkları hizmet esnasında yerine getirmedikleri yükümlülükleri sebebiyle uygulanan yerine getirmeme bedellerini her ayın dördüncü gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar YHPYS aracılığıyla bildirir. Bu bildirimlerde ilgili tüzel kişi tarafından söz konusu ay boyunca maruz kalınan ve hesaplanmış yerine getirmeme bedelleri her bir yan hizmet için ayrı ayrı olarak belirtilir.
(8) İlgili tüzel kişiler, birinci fıkra kapsamındaki ödeme bildirimlerine ilişkin itirazlarını EPİAŞ’a, yedinci fıkra kapsamındaki yerine getirmeme bedellerine ilişkin bildirimlerine ilişkin itirazlarını TEİAŞ’a yapar. İtiraz yapılan kuruluş, itirazların ilgili ayı takip eden ayın onuncu gününe kadar yapılması halinde ilgili ayın on üçüncü günü mesai bitimine kadar itirazların değerlendirilmesini sonuçlandırır. Ayın onuncu gününden sonra yapılan itirazlar, 63 üncü madde kapsamında sonuçlandırılır. TEİAŞ kendisine yapılan itiraz sonuçlarını da değerlendirmesi sonucunda ortaya çıkan reaktif güç kontrolü dışındaki yerine getirmeme bedellerine ilişkin miktarları, nihai ödeme bildirimine dahil etmek üzere ilgili ayın on üçüncü gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar EPİAŞ’a bildirir. Her iki ödeme bildiriminin sonucunda ortaya çıkan nihai ödeme bildirimleri, TEİAŞ tarafından yerine getirmeme bildirimlerinin EPİAŞ’a bildirilmesinden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar EPİAŞ tarafından ilgili tüzel kişilere bildirilir.”
“(9) İlgili gerçek/tüzel kişiler, reaktif güç kontrolü hizmeti yerine getirmeme bildirimlerine ilişkin itirazlarını TEİAŞ’a ilgili ayı takip eden ayın onuncu gününe kadar yapması durumunda TEİAŞ, bu itirazları ilgili ayın on üçüncü günü mesai bitimine kadar sonuçlandırır. Ayın onuncu gününden sonra yapılan itirazları TEİAŞ, 63 üncü madde kapsamında sonuçlandırır.”
MADDE 9- Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“Lisanssız elektrik üretim tesislerinin reaktif güç desteğine ilişkin performans testlerini sunma yükümlülüğü
GEÇİCİ MADDE 10 – (1) 39 uncu madde kapsamında olan lisanssız üretim tesislerinden kabulü yapılmış olan üretim tesisleri, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 180 gün içinde reaktif güç destek hizmeti yan hizmet test sertifikasını TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdür.
Primer ve sekonder frekans kontrolü hizmetinin saatlik ve blok teklifler ile tedarik edilmesi ve primer frekans kontrol hizmetinin yan hizmet birimi bazında tedarik edilmesi
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Bu maddeyi ihdas eden Yönetmelikle 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri ile 21 inci maddenin birinci fıkrasının (a) bendine eklenen cümleler ve ibare kapsamındaki gerekli altyapı hazırlıkları TEİAŞ tarafından 31/12/2026 tarihine kadar tamamlanır.”
MADDE 10- Bu Yönetmeliğin;
a) 1 inci ve 2 nci maddeleri 1/1/2027 tarihinde,
b) Diğer maddeleri yayımı tarihinde,
yürürlüğe girer.
MADDE 11- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_081230dc35147.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9754 Karar Tarihi : 03/12/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 03/12/2020 tarihli toplantısında;
.
Elektrik dağıtım ve/veya görevli tedarik şirketlerinin 2021-2025 yıllarını kapsayan dördüncü uygulama döneminin herhangi bir t tarife yılı sonu itibariyle;
Paylarının doğrudan halka arz edilmesi ve Borsa İstanbul A.Ş.’de işlem görmesi,
Doğrudan pay sahibi / sahipleri olan anonim ortaklığın paylarının halka arz edilmesi ve Borsa İstanbul AŞ’de işlem görmesi,
durumlarında ilgili elektrik dağıtım ve görevli tedarik şirketinin Dağıtım Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 20 nci maddesi ile Perakende Satış Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 10 uncu maddesinde belirtilen ilgili tarife yılı Genel Kalite İndikatörünün (GKİt), (a) bendi için % 1, (b) bendi için % 0,3 olarak uygulanmasına,
Elektrik dağıtım şirketlerinin şirket bünyesinde iş yapmalarını teşvik etmek için aşağıdaki formüle göre hesaplanan değerin de birinci maddede belirtilen GKİt’ye ilave olarak ilgili tarife yılı Genel Kalite İndikatörü (GKİt) olarak dikkate alınmasına;
a = (malzeme gideri + personel gideri + araç kira gideri + araç bakım onarım gideri + diğer idari giderler)
b = (özel güvenlik gideri + arıza-bakım-onarım gideri + teknoloji gideri + sayaç okuma gideri + ödeme bildirimi bırakma gideri + kaçakla mücadele gideri + sayaç sökme takma gideri + diğer idari giderler)
{Eğer a/(a+b) < 0,5 ise GKİt = 0,
a/(a+b) ≥ 0,5 ise GKİt = a / (a+b) x 0,01 }
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0871dff052618.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 5917-2 Karar Tarihi : 16/12/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 16/12/2015 tarihli toplantısında; Elektrik Dağıtım Şirketlerinin Hedef Kayıp Oranlarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar gereğince 2016-2020 yıllarını kapsayan Üçüncü Uygulama Dönemi boyunca Eşik Değerin %8 olarak belirlenmesi ve 2016 yılı Hedef Kayıp Oranlarının (HKO) aşağıdaki şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.
DAĞITIM ŞİRKETİ | HKO (%)
Akdeniz Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,66
Akedaş Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,47
Aras Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 31,68
ADM Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,92
İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,61
Başkent Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,92
Boğaziçi Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,60
Çamlıbel Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,93
Çoruh Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,35
Dicle Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 71,62
Fırat Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,74
GDZ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 8,47
Kayseri ve Civarı Elektrik Türk Anonim Şirketi 7,44
Meram Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,90
Osmangazi Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,77
Sakarya Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,42
Toroslar Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 13,59
Trakya Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,15
Uludağ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,55
Vangölü Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 60,16
Yeşilırmak Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 8,50 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_08a5b11710307.docx | 22 Aralık 2020 SALI Resmî Gazete Sayı : 31342
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 9835 Karar Tarihi: 17/12/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 17/12/2020 tarihli toplantısında;
Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin 2021 yılı piyasa işletim gelir tavanında öngörülen 5.129.922,30 TL (TÜFE:529,32) AR-GE harcama tutarının 2021 yılında gerçekleşecek AR-GE harcama tutarından fazla olması durumunda aradaki farkın paranın zaman değeri dikkate alınarak Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin 2023 yılı piyasa işletim gelir tavanında yer alacak AR-GE harcama tutarından düşülmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_08eeed0355084.docx | 30/12/2017 tarihli ve 30286 sayılı (1. Mükerrer) Resmi Gazetede yayımlanmıştır.
KULLANICI MÜLKİYETİNDEKİ ELEKTRİK TESİSLERİNİN ELEKTRİK DAĞITIM ŞİRKETLERİNCE DEVRALINMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
Amaç ve kapsam
MADDE 1- (1) Bu düzenlemenin amacı ve kapsamı, Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği uyarınca bir kullanıcının mülkiyetinde bulunan elektrik tesislerinden Yönetmeliğin 37 nci maddesinin birinci fıkrası kapsamında yer alanların elektrik dağıtım şirketlerince devralınmasına ilişkin usul ve esasların belirlenmesidir.
Hukuki dayanak
MADDE 2 - (1) Bu düzenleme, Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği’nin 37 nci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 3 - (1) Bu usul ve esaslarda geçen;
a) Başkan: Kurum başkanını,
b) Birim bedel: 23/09/2014 tarihli ve 29128 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Kullanıcı Tarafından Dağıtım Varlıklarının Tesis Edilme Metodolojisi kapsamında belirlenen birim bedeli,
c) Kanun: 14/03/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
ç) Kullanıcı: Dağıtım sistemini kullanan gerçek veya tüzel kişiyi,
d) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
e) Yönetmelik: Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğini,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçen diğer kavram ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama haizdir.
Devre konu elektrik tesisleri
MADDE 4 - (1) Kullanıcı mülkiyetinde bulunan elektrik tesislerinden Yönetmeliğin 37 nci maddesinde belirtilen tesisler elektrik dağıtım şirketlerince devralınır.
Devre konu elektrik tesislerinin devralınması
MADDE 5 - (1) Bu usul ve esaslara konu elektrik tesislerinin dağıtım şirketlerince devir alınmasında öncelik sıralaması Yönetmeliğin 37 nci maddesinin birinci fıkrasında yer verilen sıraya göre yapılır.
(2) Dağıtım şirketi devralınacak elektrik tesislerinin maliki veya maliklerine, bu usul ve esaslar çerçevesinde belirlenecek bedeller üzerinden tesisleri anlaşma yoluyla devralmak istediğini bildirir. Söz konusu malik veya maliklerin talep etmeleri halinde iz bedelle veya bu usul ve esaslar çerçevesinde belirlenecek bedellerden daha düşük bir bedel üzerinden devir işlemleri gerçekleştirilebilir.
(3) Malik/malikler veya yetkili temsilci tarafından bu usul ve esaslar çerçevesinde belirlenen bedeller üzerinden tesislerin devrine rıza gösterilmesi halinde anlaşmaya ilişkin bir tutanak düzenlenir ve devre ilişkin işlemlerin tamamlanması halinde devir bedeli tarife yılı içerisinde def’aten ödenir. Söz konusu tesisinin bulunduğu yerlere ilişkin kamu yararı, irtifak hakkı tesisi veya devir kararının veya orman kesin ve/veya ön izin belgesinin alınmamış olması halinde geri ödeme, bu kararların ve/veya ilgili resmi izinlerin alındığı yılı takip eden yıl içerisinde yapılır. Bu durumda, devir bedeli devre konu tesisin dağıtım şirketi tarafından kullanılmaya başlandığı tarihten ilgili kararların ve/veya resmi izinlerin alındığı tarihe kadar Tüketici Fiyat Endeksi oranında güncellenir.
(4) Devre konu elektrik tesisinin bulunduğu taşınmazların kamulaştırma işlemleri dağıtım tesislerinin kamulaştırılmasında uygulanan usuller uyarınca gerçekleştirilir.
(5) Devralınacak tesisin yeni bir bağlantı kapsamında ortak kullanıma konu olacak dağıtım tesisi veya yeni bağlantı sebebiyle dağıtım tesisi kapsamına girecek bir tesis olması halinde; bağlantı talebinde bulunan yeni kullanıcının bağlantı işlemleri, devir işlemlerinin başlaması ile birlikte ilgili elektrik tesislerinin devrinin tamamlanması beklenmeksizin gerçekleştirilir. Devre rıza gösterilmesi halinde; ikinci fıkrada belirtilen bildirim işleminin yapılması devir işlemlerinin başlanması olarak kabul edilir. Devre rıza gösterilmemesi halinde ise; kamulaştırma işlemleri için dağıtım şirketi tarafından kamulaştırma sürecinde ilgili kamu kurumuna yapılan ilk resmi başvuru başlangıç olarak esas alınır.
Bağlantı anlaşmalarının revize edilmesi
MADDE 6 - (1) Dağıtım şirketi, ilgili bağlantı anlaşmalarını devir işlemlerinin tamamlanması ile birlikte yeni bağlantı noktalarına göre revize eder.
Genel esaslar
MADDE 7 - (1) Devir tarihi itibariyle, devre konu elektrik tesislerinin enerjilendirme veya geçici kabul tarihlerinden, bu tarihlerin bilinememesi halinde bağlantı anlaşması imza tarihinden itibaren 30 (otuz) yıl geçmiş olması halinde söz konusu tesisler doğrudan işletme ve bakım karşılığı iz bedel üzerinden elektrik dağıtım şirketine devredilir ve tesis malik/maliklerine yazılı olarak bildirimde bulunulur.
Devralınacak elektrik tesisinin bedelinin hesaplanması
MADDE 8 - (1) Devre konu tesisin bedelinin hesaplanmasında aşağıdaki sıraya göre işlem yapılır:
a) Devre konu elektrik tesisi öncelikli olarak maliklerine göre kısımlara ayrılır.
b) Dağıtım şirketi tarafından devir alma talebinin yapıldığı devre konu yıl için Yönetmeliğin 21 inci maddesi kapsamındaki metodoloji uyarınca belirlenen birim bedellere göre devre konu tesisin her bir kısmının cari yıl (devir talep yılı) içinde yapılmış olması varsayımındaki değeri hesaplanır.
c) Devre konu tesisin ilgili kısmı için ödenecek toplam devir bedeli aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
Bu formülde geçen,
“t” tesisinin “k” kısmı için ödemeye esas toplam devir bedelini,
“t” tesisinin cari yılda yapılmış olması varsayımıyla Birim bedeller kullanılarak tesisin “k” kısmı için hesaplanan yapım bedelini,
Tesisin devir talebinin yapıldığı yıl ile tesis enerjilendirme tarihi arasındaki yıl sayısını,
t Devre konu tesisi,
k Devre konu tesisin maliklerine göre ayrılmış her bir kısmını
ifade eder.
(2) Devre konu tesisin kısımlara ayrılmasına karşın nihai olarak ilgili kısmın/kısımların birden fazla malikinin bulunması halinde, ilgili kısmın maliki konumundaki her bir kullanıcıya (malike) ödenecek tesis devir bedeli;
Bu formülde geçen,
“t” tesisinin “k” kısmının maliki konumundaki “i” kullanıcısına ödenecek tesis devir bedelini,
“t” tesisinin “k” kısmı için ödemeye esas toplam devir bedelini,
“i” kullanıcısının bağlantı gücünü,
“t” tesisinin “k” kısmının tüm maliklerinin toplam bağlantı gücünü,
i “t” tesisinin “k” kısmının maliki konumundaki her bir kullanıcıyı,
ifade eder.
(3) Devre konu elektrik tesislerine ait devir bedeli hesaplamalarında birim bedeller ve bu bedellere ilişkin tesis karakteristiklerinden uygun olanı esas alınır.
Bedellerin ödenmesine dair esaslar
MADDE 9 - (1) Her bir hak sahibine ödenecek devir ile ilgili bedeller, dağıtım şirketi tarafından gerçek veya tüzel kişiye; muhataba ulaşılamaması halinde ise tesisin bulunduğu yerdeki en yakın banka ya da PTT şubesine, hak sahip veya sahipleri adına yatırılarak ödenir.
Yürürlükten kaldırılan usul ve esaslar
MADDE 10 – (1) 18/01/2012 tarihli ve 3648/25 sayılı Kurul kararı ile onaylanan Ortak Kullanım Haline Gelen Elektrik Dağıtım Tesislerinin Elektrik Dağıtım Şirketlerince Devralınmasına Dair Usul ve Esaslar yürürlükten kaldırılmıştır.
Yürürlük
MADDE 11 - (1) Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 12 - (1) Bu Usul ve Esasları Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_08efae7363632.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11607 Karar Tarihi: 26/01/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/01/2023 tarihli toplantısında; aşağıdaki Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatına İlişkin Kurul Kararında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararının kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
ENERJİ PİYASASI BİLDİRİM SİSTEMİ KULLANIM TALİMATINA İLİŞKİN KURUL KARARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KURUL KARARI
MADDE 1– 20/11/2014 tarihli ve 5313-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen ve 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatının eki olan "Ek-1 Elektrik Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu", "Ek-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu", “Ek-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu” ve “Ek-4 Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu” ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 2- Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EKLER:
EK-1 Elektrik Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu
EK-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu
EK-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu
EK-4 Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0904cf2716991.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13156-2 Karar Tarihi: 26/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2024 tarihli toplantısında; 24/12/2020 tarihli ve 9869 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen Kesme Bağlama Bedellerine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 2 nci maddesi uyarınca kesme bağlama bedellerinin 1/1/2025 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Kesme-Bağlama Bedelleri | Kesme-Bağlama Bedelleri
2025 2025
Gerilim Seviyesi | Bedel (TL)
AG 106,8
OG 799,6 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_094bf67f74180.DOCX | (14 Nisan 2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıştır.)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ KISIM
Genel Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve uzlaştırmanın gerçekleştirilmesine ilişkin usul ve esaslarını belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; dengeleme mekanizmasının ve uzlaştırmanın taraflarının görev, yetki ve sorumlulukları ile aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve lisans sahibi tüzel kişilerin dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya katılımları sonucu oluşan alacak ve borçlarının mali açıdan uzlaştırılmasına ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Acil durum: 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,
b) Acil durum talimatı: Acil durumların giderilmesine yönelik sistem işletmecisi tarafından verilen yük alma ve yük atma talimatlarını,
c) Aracı banka: Avans ve fatura ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla piyasa katılımcıları tarafından kullanılan bankayı,
ç) Avans dönemi: Bir fatura dönemi içerisindeki bir takvim gününde saat 00:00’dan başlayıp, aynı gün saat 24:00’de biten süreyi,
d) Avans ödeme: Gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası kapsamında ticareti yapılan elektrik enerjisine ilişkin fatura kesilmeksizin yayınlanan avans ödeme bildirimlerine istinaden gerçekleştirilen ödemeyi,
e) Bağlantı noktası: Piyasa katılımcılarının ve/veya serbest tüketicilerin bağlantı anlaşmaları uyarınca iletim ya da dağıtım sistemine bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
f) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
g) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
ğ) Blok alış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklife konu zaman aralığı boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi alış tekliflerini,
h) Blok satış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklife konu zaman aralığı boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi satış tekliflerini,
ı) Blok teklif: Blok alış-satış tekliflerini,
i) BYTM: Bölgesel Yük Tevzi Merkezini,
j) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
k) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,
l) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi: 29/6/1956 tarihli ve 6762 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümlerine göre kurulan dağıtım lisansı sahibi şirketler ile dağıtım lisansı sahibi Organize Sanayi Bölgesi tüzel kişiliklerini,
m) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
n) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
o) Değerleme katsayısı: Piyasa katılımcılarından talep edilen nakit dışı teminatların TL karşılığının belirlenmesinde kullanılacak katsayıyı,
ö) Dengeden sorumlu grup: Piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine bildirmek suretiyle oluşturdukları ve grup içinden bir piyasa katılımcısının grup adına denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülükleri üstlendiği grubu,
p) Dengeden sorumlu taraf: Dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğu, dengeden sorumlu grup adına üstlenen ya da herhangi bir dengeden sorumlu gruba dahil olmayan piyasa katılımcısını,
r) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,
s) Dengeleme birimi: Dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
ş) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, onbeş dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
t) Dengeleme mekanizması: Vadeli elektrik piyasası ile ikili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikteki, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,
u) EIC: Oluşturulmasına ilişkin usul ve esasları ENTSO-E tarafından belirlenip kuruluşun resmi internet sitesinde duyurulan ve ENTSO-E’ya bağlı tüm ülkelerde kullanılan, enerji tanımlama kodlama sistemini,
ü) Esnek satış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklif zaman aralığı içerisinde geçerli, teklif süresi boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi satış tekliflerini,
v) Eşleştirme: Bir teklif bölgesi ya da belirli teklif bölgelerinden oluşan bir bölgede, ilgili bölgede yer alan teklif bölgeleri için gün öncesi piyasasına sunulmuş olan bütün tekliflerin değerlendirilmesi işlemini,
y) ENTSO-E: Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Ağını,
z) Fatura dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’de biten süreyi,
aa) Fiyat bölgesi: Dengeleme güç piyasası kapsamında bir uzlaştırma dönemi için aynı saatlik marjinal fiyata sahip teklif bölgelerinin tamamını,
bb) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,
cc)
çç)
dd) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
ee)
ff) Gün öncesi piyasası katılım anlaşması: Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımı ile Piyasa İşletmecisinin gün öncesi piyasasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
gg) Gün öncesi piyasası teklifleri: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının sundukları saatlik alış-satış teklifleri, blok alış-satış teklifleri ve esnek alış-satış tekliflerini,
ğğ)
hh)
ıı)
ii)
jj) Gün öncesi satış teklifleri: Gün öncesi piyasası kapsamında sunulan saatlik, blok ve esnek satış tekliflerini,
kk), Gün öncesi alış teklifleri: Gün öncesi piyasası kapsamında sunulan saatlik, blok ve esnek alış tekliflerini,
ll) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
mm) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
nn) İletim kapasitesi: İletim sisteminin herhangi bir noktasından gönderilebilen/alınabilen megavat cinsinden (MW) elektrik enerjisi güç miktarını,
oo) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
öö) İletim sistemi konfigürasyonu: İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisinin hesaplanması için dikkate alınacak sayaçlar, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve sayaçlara uygulanacak kayıp katsayıları gibi bilgileri içeren hesaplama kurallarını,
pp) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,
rr) İtibari bağlantı noktası: Kurum tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Kayıp Katsayıları Hesaplama Metodolojisine İlişkin Usul ve Esaslarda kayıpların hesaplanmasında kullanılan itibari noktayı,
ss) Kanun: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
şş) Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası sonucuna bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve Sistem İşletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği üretim ya da tüketim değerlerini,
tt) Kısıt yönetimi: İletim sisteminde oluşan veya oluşması öngörülen kısıtların giderilmesine ilişkin yöntemleri,
uu) Kısıtsız piyasa takas fiyatı (KPTF): Belli bir saat için, gün öncesi piyasasında tüm teklif bölgeleri için sunulan alış-satış tekliflerinin eşleştirilmesi sonucunda belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
üü) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
vv) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
yy), Merkezi uzlaştırma kuruluşu: Piyasa katılımcıları arasındaki bu Yönetmelikle belirlenecek olan mali işlemleri yürütmek üzere kullanılan, 6/12/2012 tarihli ve 6362 sayılı Sermaye Piyasası Kanununa göre merkezi takas kuruluşu olarak kurulan merkezi uzlaştırma kuruluşunu,
zz) Merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşması: Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında imzalanacak ve tarafların teminat yönetimi ve ödemelere ilişkin görev ve sorumluluklarını içeren anlaşmayı,
aaa) Merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşması: Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak, piyasa katılımcıları ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında teminat yönetimi ve nakit takas hizmetlerine ilişkin olarak imzalanacak olan anlaşmayı,
bbb) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesinden ve sistem işletiminden sorumlu merkezi birimini,
ccc),
ççç) Nihai piyasa takas fiyatı (NPTF): Belli bir saat ve belli bir teklif bölgesi için, teklif bölgeleri arasındaki iletim kısıtları dikkate alınarak gün öncesi piyasasında belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
ddd), Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren diğer elektrik piyasaları ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
eee) Otomatik sayaç okuma sistemi (OSOS): Sayaç verilerinin otomatik olarak uzaktan okunabilmesi, verilerin merkezi bir sisteme aktarılması, doğrulanması, eksik verilerin doldurulması, verilerin saklanması ve ilgili taraflara istenilen formatta sunulması amacıyla, TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından kurulacak olan ve gerekli yazılım, donanım ve iletişim altyapısını kapsayan sistemi,
fff)
ggg)
ğğğ) Ölçüm sistemi: Sayaçlar, ölçü trafoları (gerilim ve akım trafoları), ilgili iletişim teçhizatı ve kablajı da içeren ölçüm teçhizatının tümünü,
hhh) Piyasa İşletmecisi: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
ııı), Piyasa katılım anlaşması: Vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası hariç olmak üzere, piyasa katılımcısının dengeleme mekanizmasına katılımı ile Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisinin dengeleme mekanizmasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
iii), , ) Piyasa katılımcısı: Bu Yönetmelikte tanımlanan lisans sahibi tüzel kişiler ve bu tüzel kişiler için oluşturulabilecek farklı kategorileri,
jjj)
kkk) Piyasa yönetim sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, Piyasa İşletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
lll) Primer frekans kontrol kapasitesi: İşletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını normal regülasyon aralığında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
mmm) Saatlik alış teklifleri: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi alışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarları,
nnn) Saatlik satış teklifleri: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi satışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarları,
ooo) Sekonder frekans kontrol kapasitesi: İşletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, sekonder kontrol sistemi vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
ööö) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
ppp)
rrr) Sistem alış teklif fiyatı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının sistemden alış için talep ettikleri birim fiyatları,
sss) Sistem alış teklif miktarı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettikleri üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,
şşş) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,
ttt) Sistem dengesizlik fiyatı: Uzlaştırma dönemi bazında belirlenen piyasa katılımcılarının denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizliklerine uygulanan fiyatı,
uuu) Sistem işletmecisi: TEİAŞ’ı,
üüü) Sistem marjinal fiyatı: Sistem yönünün enerji açığını göstermesi halinde yük alma teklif fiyatlarının en düşüğünden, sistem yönünün enerji fazlasını göstermesi halinde yük atma teklif fiyatlarının en yükseğinden başlanılmak üzere, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen net talimat hacmine tekabül eden teklif fiyatını,
vvv)
yyy) Sistem satış teklif fiyatı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının sisteme satış için talep ettikleri birim fiyatları,
zzz) Sistem satış teklif miktarı: Gün öncesi piyasası faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artışı ya da tüketim azalma miktarlarını,
aaaa) Talep kontrolü: Üretim kapasitesinin yetersiz olması durumunda talebi düşürmek için, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen esaslar çerçevesinde TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından uygulanan hizmetleri,
bbbb) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,
cccc) Talimat: Yük alma veya yük atma talimatlarını,
çççç) Talimat etiket değeri: Talimat etiketinin dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak belirlenen değerini,
dddd) Talimat etiketi: Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasasında piyasa katılımcılarına yük alma ya da yük atma talimatlarının hangi amaçla verildiğinin belirlenmesi için kullanılan değişkeni,
eeee) TCMB: Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankasını,
ffff) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ve tedarik lisansına sahip şirketleri,
gggg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ğğğğ) Teklif bölgesi: Sınırlarını oluşturan iletim sistemi bağlantı noktalarında büyük çaplı iletim kısıtlarının beklendiği en küçük topolojik iletim sistemi bölgesini,
hhhh) Teknik parametreler: Bir dengeleme biriminin devreye girme, devreden çıkma, yüklenme, yük düşme ve verilen talimatları yerine getirme ile ilgili performans özelliklerini içeren ve dengeleme birimi sahibi piyasa katılımcıları tarafından sistem işletmecisine bildirilen değerleri,
ıııı) Teminat seviyesi: Bir piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine sunmuş olduğu teminat olarak kabul edilebilecek değerlerin toplam tutarını,
iiii) Tersiyer kontrol yedek kapasitesi: İşletme yedeğinin, sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, dengeleme birimlerinin onbeş dakika içerisinde gerçekleştirilebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanan, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması tehlikesine karşı sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
jjjj) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı faaliyeti yürütülen veya yürütülmeye hazır tesis, şebeke veya teçhizatı,
kkkk) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
llll) Ticaret sınırları: Teklif bölgeleri arasındaki teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için saatlik olarak izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi limitlerini,
mmmm) Ticari işlem onayı: Piyasa İşletmecisinin, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, her bir piyasa katılımcısına yapmış olduğu ve ilgili piyasa katılımcısı için belirlenmiş olan alış-satış miktarlarını içerir bildirimleri,
nnnn) Toptan elektrik piyasası: Elektrik enerjisi, kapasitesi ya da bunların türev ürünlerinin toptan alış-satışının gerçekleştirildiği; ikili anlaşmalar piyasası ya da piyasa ve/veya Sistem İşletmecisi tarafından organize edilen vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası, yan hizmetler gibi elektrik piyasalarını,
oooo) Tüketim: Elektrik enerjisi tüketimini,
öööö) Tüketim birimi: Elektrik enerjisinin tüketildiği tesisleri,
pppp) Uzlaştırma: Dengeleme mekanizmasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,
rrrr) Uzlaştırma dönemi: Uzlaştırma işlemleri için esas alınan zaman dilimlerini,
ssss) Uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası: Çekiş ya da ihracat yapılan ve iletim sistemi kaybına maruz bir iletim sistemi bağlantı noktasını,
şşşş) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi: Piyasa katılımcılarının lisansları gereği gerçekleştirdikleri faaliyetler kapsamında tesis ettikleri düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar ile belli bir uzlaştırma dönemi için almayı ya da satmayı bildirdikleri aktif elektrik enerjisi miktarlarını içeren ve uzlaştırmaya esas teşkil etmesi amacıyla Piyasa İşletmecisine yapılan bildirimleri,
tttt) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi: Her bir piyasa katılımcısına ilişkin uzlaştırma hesaplamalarının yapılabilmesi amacıyla, PYS aracılığıyla kaydı yapılan aktif elektrik enerjisi üreten ya da tüketen birimleri,
uuuu) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu: Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının hesaplanmasında dikkate alınacak sayaç verileri, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve hangi piyasa katılımcısı adına kayıtlı olduğu bilgilerini içeren hesaplama kurallarını,
üüüü) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarı: Uzlaştırma hesaplamalarında esas alınmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaçlardan elde edilen ölçümlerin, uzlaştırmaya esas aktif elektrik enerjisi teslim noktası bazındaki değerlerini,
vvvv) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralleri için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
yyyy)Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
zzzz) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi: Üretim ve/veya OSB üretim lisansı sahibi tüzel kişileri,
aaaaa) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
bbbbb) Yan hizmetler: Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan hizmetleri,
ccccc) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,
ççççç) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
ddddd) Yük alma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının Yük Alma için talep ettikleri birim fiyatları,
eeeee) Yük alma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artış ya da tüketim azaltma miktarlarını,
fffff) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
ggggg) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,
ğğğğğ) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
hhhhh) Yük atma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atma için talep ettikleri birim fiyatları,
ııııı) Yük atma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,
iiiii) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
jjjjj) Lot: Uzlaştırmaya esas ikili anlaşmalar, gün öncesi piyasası ile gün içi piyasası kapsamında tekliflerin bildirilmesi amacıyla kullanılan ve 0,1 MWh’e eşdeğer enerji miktarını,
kkkkk) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
lllll) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariki yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
mmmmm) Gün içi piyasası katılım anlaşması: Piyasa katılımcısının gün içi piyasasına katılmak için imzaladığı standart anlaşmayı,
nnnnn) Gün içi piyasası: Gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar elektrik enerjisi ticaretinin yapıldığı organize toptan elektrik piyasasını,
ooooo) Gün içi piyasasında eşleşme: Gün içi piyasasına sunulan bir alış teklifinin eşit veya daha iyi fiyatlı bir satış teklifiyle veya bir satış teklifinin eşit veya daha iyi fiyatlı bir alış teklifiyle tamamen veya kısmen eşleşerek ticari işlemin gerçekleşmesini,
ööööö), Teklif defteri: Vadeli elektrik piyasası ve/veya gün içi piyasasında işlem gören kontratlara sunulan tekliflerin listelendiği PYS ekranlarını,
ppppp) Esnek alış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, belirtilen teklif zaman aralığı içerisinde geçerli, teklif süresi boyunca tek fiyat ve uzlaştırma dönemi bazlı değişebilen miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi alış tekliflerini,
rrrrr) Teklif süresi: Bir esnek teklifte belirtilen, teklif zaman aralığı içerisinde yer alan, aktif elektrik enerjisi alış-satışının gerçekleşeceği bir veya ardışık birden fazla uzlaştırma dönemi sayısı,
sssss) Teklif zaman aralığı: Blok ve esnek tekliflerin geçerli olduğu, başlangıç ve bitiş saatleri ile tanımlanan zaman dilimi,
şşşşş) Karşılığı olmayan piyasa işlemi: Piyasa işletmecisi tarafından hazırlanan Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntemde düzenlenen hususlar çerçevesinde, piyasa katılımcılarının piyasa işlem miktarlarının; satış, alış, ithalat, ihracat miktarları ile üretimlerine ilişkin verilerin kullanılmasıyla hesaplanan miktarı aştığı tespit edilen işlemleri,
ttttt) Açık pozisyon: Vadeli elektrik piyasasında gerçekleştirilen işlemler neticesinde veya ilgili mevzuatta belirtilen yöntemlerle oluşan ve ters işlemle, fiziki teslimatla veya diğer yöntemlerle kapatılmamış olan pozisyonları,
uuuuu) Açılış fiyatı: Her bir kontratın, ilk işleme açıldığı gün veya bir kontratın işlem görmesinin geçici olarak durdurulması halinde yeniden işleme açılması sırasında belirlenen baz fiyatını, ilk işlem gününden sonraki işlem günlerinde ise ilan edilen son günlük gösterge fiyatını,
üüüüü) Baz fiyat: Günlük fiyat değişim limitlerinin hesaplanmasında kullanılan ve kontratın işleme açıldığı gün Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen fiyatı, diğer işlem günleri için ise bir önceki günün günlük gösterge fiyatını,
vvvvv) Günlük gösterge fiyatı: VEP Usul ve Esaslarında belirlenen esaslar çerçevesinde hesaplanan günlük gösterge fiyatını/fiyatlarını,
yyyyy) Vadeli elektrik piyasası (VEP): Piyasa katılımcılarına fiziksel teslimat yükümlülüğü doğuran ileri tarihli elektrik piyasasını,
zzzzz) Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşması: Piyasa katılımcısının vadeli elektrik piyasasına katılmak için imzaladığı standart anlaşmayı,
aaaaaa) Vadeli elektrik piyasası yıllık katılım bedeli: Vadeli elektrik piyasasına katılan piyasa katılımcılarının her bir yıl için ödemek zorunda oldukları VEP Usul ve Esaslarında belirlenen katılım bedelini
bbbbbb) VEP Usul ve Esasları: Bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat doğrultusunda vadeli elektrik piyasasının işletilmesine ilişkin usul ve esasları,
cccccc) Kısa pozisyon: Sahibine; vadeli elektrik piyasasında yapılan işlemlerde, kontratın teslimat dönemi geldiğinde elektrik enerjisini belirli bir fiyattan ve belirli bir miktarda teslim etme yükümlülüğü veren pozisyonu,
çççççç) Kontrat: Vadeli elektrik piyasasında ve gün içi piyasasında uzlaştırma dönemi bazında fiziksel teslimat yükümlülüğü doğuran sözleşmeyi,
dddddd) Piyasa İşletmecisi temerrüt yönetimi katkısı: Piyasa İşletmecisinin işlettiği veya yan hizmetler piyasası hariç olmak üzere mali uzlaştırma işlemlerini yürüttüğü ve merkezi karşı taraf olarak hizmet sunduğu piyasalarda katılımcıların temerrüde düşmeleri halinde kendi kaynaklarından ödemeyi taahhüt ettikleri tutarı,
eeeeee) Piyasa yapıcı: Vadeli elektrik piyasasında likit ve sürekli bir piyasanın oluşmasını teşvik etmek amacıyla belirlenen piyasa katılımcılarını,
ffffff) Seans: Vadeli elektrik piyasasında kontratların alım satım için işleme açık olduğu zaman dilimini,
gggggg) Temerrüt garanti hesabı: Piyasa katılımcılarının mali yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda kullanılmak amacıyla merkezi uzlaştırma kuruluşu ve Piyasa İşletmecisi nezdinde tutulan, teminatlar dışında kalan ve piyasa katılımcılarının katkı paylarıyla oluşturulan hesabı,
ğğğğğğ) Ters işlem: Vadeli elektrik piyasasında aynı kontratta, uzun pozisyon karşısında kısa pozisyon, kısa pozisyon karşısında uzun pozisyon alınarak pozisyonun tasfiyesini,
hhhhhh) Uzun pozisyon: Sahibine; vadeli elektrik piyasasında yapılan işlemlerde, kontratın teslimat dönemi geldiğinde elektrik enerjisini belirli bir fiyattan ve belirli bir miktarda teslim alma yükümlülüğü veren pozisyonu,
ıııııı) Yöntem: Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak hazırlanan ve ilgili taraflar ile piyasa katılımcıları açısından bağlayıcı nitelikte olan düzenlemeleri,
ifade eder.
İKİNCİ KISIM
Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırma
BİRİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırmaya İlişkin Genel Esaslar
Dengeleme mekanizmasına ilişkin genel esaslar
MADDE 5 – (1) , Dengeleme mekanizması, vadeli elektrik piyasası ile ikili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikteki gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri kapsar.
(2) Gün öncesi piyasası; sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinden dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen faaliyetlerden oluşur.
(3), Gün içi piyasası, piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün içinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen faaliyetlerden oluşur.
(4) Gerçek zamanlı dengeleme; yan hizmetler ve dengeleme güç piyasasından oluşur. Dengeleme güç piyasası, Sistem İşletmecisine gerçek zamanlı dengeleme için en fazla 15 dakika içinde devreye girebilecek yedek kapasiteyi sağlar. Frekans kontrolü ve talep kontrolü hizmetleri, yan hizmetler aracılığıyla sağlanır.
(5) Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisi gerekli her türlü koordinasyon ve haberleşmeyi sağlayarak, elektrik enerjisi arz ve talebini dengelemek amacıyla dengeleme mekanizması faaliyetlerini ve bu faaliyetler için gereken ilgili usul ve esasları yürütür.
Denge sorumluluğunun genel esasları
MADDE 6 – (1) Piyasa katılımcıları, her bir uzlaştırma dönemi ve her bir teklif bölgesi için, bir tarafta sisteme verişleri, elektrik enerjisi alımları ve ithalatları ile diğer tarafta, sistemden çekişleri, elektrik enerjisi satışları ve ihracatları arasında denge sağlamakla yükümlüdür.
(2) Piyasa katılımcıları, uzlaştırma dönemi bazında enerji dengesizlikleri ve dengesizliklerinin uzlaştırılması için Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluk üstlenir. Bu mali sorumluluğu üstlenen piyasa katılımcısı dengeden sorumlu taraf olarak adlandırılır.
(3) Dengeden sorumlu taraflar bir araya gelmek suretiyle dengeden sorumlu grup oluşturabilirler. Dengeden sorumlu grup adına grup içinden bir dengeden sorumlu taraf, dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğunu üstlenir.
(4) Dengeden sorumlu tarafların teslimat zamanına kadar, mevcut olan tüm imkânları kullanarak denge sağlamaları esastır. Gerçek zamanda sistemin dengelenmesi Sistem İşletmecisinin sorumluluğundadır.
(5) Piyasa İşletmecisi denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerin sistematik ihlallerini belirleyebilmek ve bu sapmaları Kuruma raporlayabilmek için, tüm dengeden sorumlu taraflardan ihtiyaç duyduğu bilgileri alır.
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 6/A- (1) Vadeli elektrik piyasası aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir:
a) Katılımcılar tarafından sunulan teklifler, piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Piyasada yürütülen faaliyetler, şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2) Vadeli elektrik piyasası;
a) Piyasa katılımcılarına, sözleşme taahhütlerine ve üretim ve/veya tüketim planlarına ilişkin ileri tarihli dengeleme olanağının sağlanması,
b) Piyasa katılımcılarının fiyat değişim risklerinden kaçınmak amacıyla işlem yapması,
c) İleriye dönük fiyat sinyali oluşturarak öngörülebilirliğin artırılması,
ç) Piyasa katılımcılarına ticaret imkanı sağlanması,
amaçlarına uygun olarak işletilir.
Gün öncesi piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 7 – (1) Gün öncesi piyasası, gerçek zamandan bir gün öncesinden öngörülen uzlaştırma dönemi bazında üretim ve tüketim dengesini sağlamak üzere aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gün öncesi piyasası kapsamında sunulan teklifler gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Gün öncesi piyasasının uzlaştırmasında uygulanan fiyatlar, gün öncesi piyasası kapsamında sunulan teklifler dikkate alınarak uzlaştırma dönemi bazında, nihai piyasa takas fiyatı belirleme prensibine dayalı olarak belirlenir.
c) Gün öncesi piyasasına ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2)
(3) Gün öncesi piyasası:
a) Piyasa katılımcılarına üretim ve/veya tüketim ihtiyaçları ile sözleşmeye bağlanmış yükümlülüklerini gün öncesinde dengeleme olanağını sağlama,
b) Elektrik enerjisi referans fiyatını belirleme,
c) Sistem İşletmecisine gün öncesinden dengelenmiş bir sistem sağlama,
ç) Sistem İşletmecisine gün öncesinden kısıt yönetimi yapabilme imkanı sağlama,
d) Piyasa katılımcılarına, ikili anlaşmalarına ek olarak bir sonraki gün için enerji alış-satışı yapma fırsatı yaratma
amaçlarına uygun olarak düzenlenir. Gün öncesi piyasası Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir.
(4)
Gün içi piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 7/A – (1) Gün içi piyasası, gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar, uzlaştırma dönemi bazında üretim ve tüketim dengesini sağlamak ve/veya elektrik ticareti yapabilmek için aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından yürütülür:
a) Gün içi piyasasına sunulan teklifler gün içi piyasası katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Gün içi piyasasına ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2) Gün içi piyasası:
a) Piyasa katılımcılarına sözleşme taahhütlerini ve üretim ve/veya tüketim planlarını dengeleme olanağı sağlama,
b) Enerji dengesizlik miktarlarının azalmasını sağlama,
c) Sistem İşletmecisine gerçek zamanlı dengeleme öncesinde dengelenmiş bir sistem sağlama,
ç) Piyasa katılımcılarına, ikili anlaşmalarına ve gün öncesi piyasasında yaptıkları ticarete ek olarak enerji alım satım fırsatı yaratma
amaçlarına uygun olarak işletilir.
Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin genel esaslar
MADDE 8 – (1) Gerçek zamanlı dengeleme, aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, Sistem İşletmecisi tarafından yürütülen ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan faaliyetlerden meydana gelir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme aracı olarak primer frekans kontrol yedek kapasitesi, sekonder frekans kontrol yedek kapasitesi, tersiyer kontrol yedek kapasitesi ve talep kontrolü kullanılır. Primer ve sekonder kontrol rezerv kapasitelerinin ve talep kontrolünün kullanım usul ve esasları Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanmıştır.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında kullanılan tersiyer kontrol yedek kapasitesi dengeleme güç piyasası vasıtasıyla temin edilir. Dengeleme güç piyasası Sistem İşletmecisi tarafından işletilir.
(4) Gerçek zamanlı dengeleme, elektrik enerjisinin tüketicilere yeterli, kaliteli, sürekli ve düşük maliyetli olarak sunulmasını sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gerçek zamanlı dengeleme, arz ve talebin gerçek zamanlı olarak işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde; Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan arz kalitesi ve işletme koşulları kriterleri doğrultusunda dengelenmesi esasına dayalı olarak yürütülür.
b) Gerçek zamanlı dengeleme için, dengeleme güç piyasasına sunulan teklifler, teklife ilişkin bilgiler ve tekliflerin dengeleme için uygunluğu dikkate alınarak dengeleme güç piyasasında yer alan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
c) Gerçek zamanlı dengeleme faaliyetleri, sistem güvenliğini dikkate alarak, Sistem İşletmecisi için dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde gerçekleştirilir.
ç) Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
Uzlaştırmaya ilişkin genel esaslar
MADDE 9 – (1) Uzlaştırma, vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve dengeleme güç piyasasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerinin hızlı, güvenilir ve şeffaf bir şekilde gerçekleşmesini sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından yürütülür:
a) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarının dengeleme mekanizmasına katılımlarına ve dengeden sorumlu tarafların enerji dengesizliklerine bağlı olarak sattıkları ve satın aldıkları elektrik enerjisinin toptan elektrik piyasası adına uzlaştırma işlemlerini yürütür.
b), Gün Gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasası kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarının uzlaştırılmasında uzlaştırma dönemi bazındaki fiyatlar esas alınır. Bu fiyatlar dengeleme mekanizması kapsamında dengeleme amaçlı gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarına ilişkin teklif fiyatları ve marjinal fiyatlandırma prensibi dikkate alınarak belirlenir. Vadeli elektrik piyasası ve gün içi piyasasında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış satışlarının uzlaştırılmasında ise eşleşme bazındaki fiyatlar esas alınır. Dengeleme mekanizması kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışları taraflar arasında bağlayıcı nitelik taşır.
c) Dengeden sorumlu tarafların denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizlikleri, uzlaştırma dönemi bazında belirlenecek sistem dengesizlik fiyatı üzerinden uzlaştırılır. Bir uzlaştırma dönemi için geçerli sistem dengesizlik fiyatı, söz konusu uzlaştırma dönemi için gün öncesi piyasasında belirlenmiş olan nihai piyasa takas fiyatı veya dengeleme güç piyasasında belirlenmiş olan saatlik sistem marjinal fiyatı kullanılarak belirlenen fiyattır.
ç) Bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında sadece söz konusu uzlaştırma dönemine ait değerler dikkate alınır ve bir uzlaştırma dönemine ait değerler, başka bir uzlaştırma dönemine aktarılamaz.
d) Uzlaştırma hesaplamalarının dengeleme mekanizmasında yer alan her bir faaliyet ve enerji dengesizliği için ayrı ayrı gerçekleştirilmesi esastır.
İKİNCİ BÖLÜM
Taraflar, Tarafların Görevleri, Yetkileri ve Sorumlulukları
Piyasa katılımcıları
MADDE 10 – (1), Piyasa katılımcıları;
a) Üretim lisansı sahibi,
b) Tedarik lisansı sahibi,
c) OSB üretim lisansı sahibi,
ç) Dağıtım lisansı sahibi,
d) İletim lisansı sahibi
tüzel kişilerinden oluşur. Piyasa katılımcılarından elektrik enerjisi alan serbest tüketicilerin çekiş birimlerinin kayıtları piyasa katılımcıları adına yapılır.
(2) Piyasa katılımcılarının bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde gerçekleştirdikleri faaliyetlerini piyasa ve/veya sistem işletimine zarar vermeyecek şekilde gerçekleştirmeleri esastır.
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 11 – (1) Piyasa İşletmecisi EPİAŞ’tır. Piyasa İşletmecisi; vadeli elektrik piyasasının, gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerini eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür.
(2) Piyasa İşletmecisi, vadeli elektrik piyasasının, gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimine ilişkin aşağıdaki faaliyetleri yürütür:
a) Söz konusu piyasaların bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak işletilmesi,
b) Kendi faaliyetleri kapsamındaki organize toptan elektrik piyasalarının kurulması ve işletimine ilişkin her türlü mevzuatın hazırlanması ve Kurula sunulması,
c) Söz konusu piyasaların işletimine ilişkin her türlü iç mevzuatın hazırlanması ve yayımlanması,
ç) Söz konusu piyasaların işletimine ilişkin hususlarda uygulamaya yönelik kararların alınması, yetkili mercilere öneri ve/veya tekliflerde bulunulması, mevzuatla kendisine bırakılmış diğer görevlerin yerine getirilmesi,
d) Söz konusu piyasaların işlemlerinde çıkabilecek uyuşmazlıkların incelenerek sonuçlandırılması,
e) Organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,
f) İlgili mevzuatın, organize toptan elektrik piyasalarının etkin işleyişinin sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi.
(3) Piyasa İşletmecisi uzlaştırma yönetimine ilişkin olarak uzlaştırma işlemlerinin gerçekleştirilerek dengeleme mekanizması ve enerji dengesizlikleri için tahakkuk ettirilecek alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması faaliyetlerini yürütür.
(4) Piyasa İşletmecisi veri yayımlama ve raporlamaya ilişkin olarak aşağıdaki faaliyetleri yürütür:
a) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,
b) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak gereken bilgilerin Sistem İşletmecisine iletilmesi,
c) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin bilgilerin ve piyasa fiyatlarının düzenli olarak duyurulması,
ç) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarında gerçekleşen işlemlere ilişkin olarak istatistikler düzenlenerek yayımlanması,
d) İşlettiği veya mali uzlaştırma işlemleri ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasası katılımcılarının risklerinin yönetilmesini teminen Teminat Hesaplama Yönteminin hazırlanması, uygulanması ve Kurum tarafından gerek görüldüğünde geliştirilmesi ve değiştirilmesi,
e) Fark tutarına ilişkin Fark Tutarı Yönteminin hazırlanması, uygulanması ve Kurum tarafından gerek görüldüğünde geliştirilmesi ve değiştirilmesi.
(5)
(6) Piyasa İşletmecisinin, bu maddenin ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkralarında belirtilen vadeli elektrik piyasasının, gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerine ek olarak ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerini yerine getirmesi esastır.
(7) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için temerrüt garanti hesabı kurulması ve yönetilmesi faaliyetlerini yürütür.
(8) Piyasa İşletmecisi, işlettiği organize toptan elektrik piyasalarında merkezi karşı taraf sıfatıyla alıcıya karşı satıcı, satıcıya karşı da alıcı rolünü üstlenmek suretiyle takasın tamamlanmasını taahhüt ederek merkezi karşı taraf hizmetini yürütür.
Sistem İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 12 – (1) Sistem İşletmecisi TEİAŞ’tır. Sistem İşletmecisi aşağıda tanımlanan faaliyetleri eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür:
a) Gün öncesinde talep tahminlerinin yapılması,
b) Sistemde anlık dengenin, yeterli arz kalitesini sağlayacak şekilde sağlanması, gerçek zamanlı dengeleme faaliyetleri yoluyla gerekli yedeklerin tutulması,
c) Gerçek zamanlı dengelemenin, bu Yönetmelik ve Elektrik Şebeke Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde yürütülmesi,
ç) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari sınırın gerektiğinde güncellenmesi ve piyasa katılımcılarına duyurulması,
d) Sistemin etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,
e) İlgili mevzuatın, yeterli arz kalitesinin ve sistemin etkin kullanımının sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi,
f) Teklif bölgelerinin ve ticaret sınırlarının belirlenmesi,
g) Elektrik piyasası ve arz kalitesine ilişkin önem taşıyan bilgilerin hazırlanması ve ilgili taraflara iletilmesi,
ğ) Uzlaştırma için gerekli bilgilerin Piyasa İşletmecisine zamanında bildirilmesi,
h) Sistem işletimine ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,
ı) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
i) Sisteme bağlantısı, Elektrik Şebeke Yönetmeliği ile belirlendiği şekilde kısıt kayıtlı bağlantı niteliği taşıyan üretim tesislerinin ve söz konusu tesisler için teknik olarak gerçekleştirilebilecek azami kapasitenin belirlenmesi ve Piyasa İşletmecisine bildirilmesi.
j) İletim sisteminde meydana gelen hat ve trafo arızaları ile planlı ve plansız olarak yapılacak olan bakımlar ile ilgili bilgilerin PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulması.
İletim kapasitesi yönetimi
MADDE 13 – (1) Sistem İşletmecisi, mevcut iletim kapasitesinin iletim sistemi kısıtları ve sistem işletim güvenliği kriterleri dâhilinde maksimum enerji iletimini sağlayacak şekilde kullanıma sunulmasından sorumludur. Ulusal iletim kapasitelerinin optimum kullanımını sağlamak için Sistem İşletmecisi ve Piyasa İşletmecisi işbirliği yapar.
İletim sisteminde kısıt yönetimi ve ticaret sınırları
MADDE 14 – (1) Sistem İşletmecisi, iletim şebekesindeki gerçek zamanlı kısıtları dengeleme güç piyasasına ilişkin hükümler doğrultusunda etiket değeri 1 olan talimatlar vasıtasıyla giderir.
(2) Sistem İşletmecisi, iletim kısıtlarının gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetilmesine ihtiyaç duyulduğunda, ticaret sınırları olarak adlandırılan, teklif bölgeleri arasında teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için uzlaştırma dönemi bazında izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi sınırlarını belirler. Ticaret sınırları içerisindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, belirlenen ticaret sınırlarını, bu Yönetmeliğin 51 inci maddesinde yer alan hükümler doğrultusunda Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına bildirir.
(3) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından belirlenerek Kuruma teklif edilir. Usul ve esaslara ilişkin tebliğ Kurul kararı ile yayımlanarak yürürlüğe girer.
Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin sorumlulukları
MADDE 15 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, dengeleme ve uzlaştırma faaliyetlerine ilişkin olarak aşağıda tanımlanan görevleri yerine getirir:
a), Dağıtım sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan tüm sayaçlarının, dağıtım sistemine bağlı olan ve ikili anlaşma yapmak yoluyla bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketicilerin sayaçlarının ve iki dağıtım bölgesi arasındaki elektrik enerjisi akışlarını ölçen sayaçların, kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması,
b) Bu fıkranın (a) bendinde belirtilen sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların okunması, bölgesinde bulunan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması,
c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,
ç) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,
d) Dağıtım sistemine bağlı olan ve ikili anlaşma yapmak yoluyla bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketicilerin sayaçlarından uzlaştırma dönemi bazında ölçüm değeri alınmasının mümkün olmaması durumunda, bu sayaçlardan elde edilecek ölçüm değerlerine uygulanacak profillere ilişkin görevlerin yerine getirilmesi,
e) Bu madde kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,
f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
TEİAŞ’ın diğer sorumlulukları
MADDE 16 – (1) TEİAŞ organize toptan elektrik piyasalarının işletimine ve sistem işletim faaliyetlerine ilişkin sorumluluklarına ek olarak, dengeleme ve uzlaştırmaya ilişkin, aşağıda belirtilen diğer faaliyetleri yürütür:
a) İletim sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan tüm sayaçlarının ve iletim sistemine bağlı olan serbest tüketicilerin sayaçlarının, piyasa katılımcılarının kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması;
b) Sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların OSOS vasıtasıyla okunması, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler hariç olmak üzere diğer piyasa katılımcılarına ait iletim sisteminde yer alan sayaçların ve iletim sistemine bağlı serbest tüketicilere ait sayaçların OSOS ile iletişim sağlamasını temin etmek üzere gerekli iletişim altyapısının ve aktif ve pasif cihazların tesis edilmesi ve işletilmesi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması,
c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,
ç)
d) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,
e) Bu Yönetmelik kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,
f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
ÜÇÜNCÜ KISIM
Piyasa Katılımcılarının Kayıt İşlemlerine İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Piyasa Katılımcılarının Kayıt Zorunluluğu ve Kayıt Kuralları
Piyasa katılımcılarının kayıt zorunluluğu
MADDE 17 – (1) Piyasa katılımcılarının, bu Yönetmelik kapsamında belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmaları zorunludur.
(2) Görevli tedarik şirketlerinin tüzel kişilik kayıtları esnasında;
a) Serbest olmayan tüketicilerin,
b) Tedarikçisini seçmemiş serbest tüketicilerin,
c) Daha önce tedarikçisini seçmiş olup, tekrar görevli tedarik şirketinden enerji alan serbest tüketicilerin,
ç) 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun uyarınca ürettiği enerjisi satın alınan lisanssız üretim tesisleri ile bunlarla ilişkilendirilmiş tüketim tesislerinin,
d) İkili anlaşmalarla görevli tedarik şirketinden enerji alan serbest tüketicilerin, uzlaştırma hesaplamalarının ayrı ayrı yapılabilmesini teminen aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kayıt edilir. Bu kategorilerin sayı ve kapsamları Kurul kararı ile belirlenir. Bu yönetmeliğin ilgili maddeleri uyarınca yapılacak tüm uzlaştırma işlemleri oluşturulan bu kategoriler için ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(3) Piyasa katılımcılarının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlamamaları halinde, aşağıdaki işlemler uygulanır:
a) Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmış bir üretim tesisine ilişkin kayıt işlemlerinin tamamlanmamış olması halinde, söz konusu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. İletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarına ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından herhangi bir tahakkuk ve ödeme yapılmaz. Bu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.
b) Sisteme bağlantısı gerçekleştirilerek tesis geçici kabulü yapılmış ancak Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmamış bir üretim tesisinin, iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisini, sınırları içinde bulunduğu dağıtım bölgesinde faaliyet gösteren görevli tedarik şirketinden ya da ilgili üretim tesisine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin Piyasa İşletmecisine kaydettirilmesi suretiyle tedarik etmesi esastır. Aksi durumda, bu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir. Söz konusu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz.
c) İletim sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, durum tespit edildiğinde ilgili tüketim birimi, sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren görevli tedarik şirketinin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonuna dahil edilir ve bu şekilde kullanılan enerji, geçmişe dönük düzeltme kalemi kapsamında değerlendirilir. Söz konusu elektrik enerjisi çekişine ilişkin, ilgili tüketim biriminin sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından 8/5/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde gerekli işlemler yapılır.
ç) Dağıtım sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, söz konusu elektrik enerjisi çekişi, ilgili dağıtım şirketinin hesabına yansır. Söz konusu tüketim birimi ile ilgili elektrik enerjisi çekişi, Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde işlem görür.
(4) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin portföylerinde yer alan üretim tesislerinin bir veya birden fazlasının uzlaştırma hesaplamalarının tesis bazında ayrı ayrı yapılmasının talep edilmesi halinde, talep edilen tesislerin her biri aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kayıt edilebilir. Oluşturulan kategoriler için tüm uzlaştırma işlemleri ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(5) Nükleer güç santrallerinin kabul öncesi test döneminde üretilen elektrik enerjisinin dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması, söz konusu üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin 18/1/2019 tarihli ve 30659 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Nükleer Güç Santrallerinin Proje ve Kabul Yönetmeliği hükümlerine göre yapılan ön kabul işlemlerinin tamamlanmasını müteakip gerçekleşir. Nükleer güç santrallerinde test döneminde olan ünite/üniteler ile ticari işletmeye girmiş ünite/ünitelerin uzlaştırma hesaplamalarının ayrı ayrı yapılmasını teminen söz konusu ünite/üniteler aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kaydedilir. Oluşturulan kategoriler için tüm uzlaştırma işlemleri ayrı ayrı gerçekleştirilir.
Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına kayıtları
MADDE 18 – (1) Piyasa katılımcısı olan tüm lisans sahibi tüzel kişiler gün öncesi piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
Piyasa katılımcılarının gün içi piyasasına kayıtları
MADDE 18/A – (1) Piyasa katılımcısı olan tüm lisans sahibi tüzel kişiler gün içi piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının gün içi piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına kayıtları
MADDE 18/B – (1) Piyasa katılımcısı olan üretim, iletim ve tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler ile yalnızca satış teklifi sunarak işlem yapmak üzere dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler vadeli elektrik piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının vadeli elektrik piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibarıyla kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
c) VEP Usul ve Esasları kapsamındaki giriş teminatı ve temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarının tamamlanmış olması,
ç) VEP Usul ve Esaslarında sayılan şartları taşıması ve belirtilen yükümlülükleri yerine getirmesi,
esastır.
Piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına kayıtları
MADDE 19 – (1) Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına katılımları zorunludur. Dengeleme güç piyasasına katılmak zorunda olan piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunarak dengeleme birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlamaları esastır. Piyasa katılımcılarının, dengeleme birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamaları durumunda dengeleme güç piyasasına katılımları ile ilgili süreç tamamlanmış olur.
Dengeden sorumlu taraflara ilişkin kayıt kuralları
MADDE 20 – (1) Her bir piyasa katılımcısı, bir dengeden sorumlu gruba katılmadığı sürece dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir.
(2) Kayıtlı bir piyasa katılımcısı ya da ilk kez kayıt yaptıran bir piyasa katılımcısı, Piyasa İşletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini yerine getirmiş olması kaydıyla bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilir. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvurunun ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılması esastır.
(3) Dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf, denge sorumluluğuna ilişkin hak ve yükümlülüklerini devir veya temlik edemez.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri ve kayıt kuralları
MADDE 21 – (1) Piyasa katılımcıları, sisteme verdikleri ve sistemden çektikleri elektrik enerjisinden sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini belirlemek ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.
(2) Aşağıdakilerden her biri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimidir:
a) Lisanslı tüm üretim tesisleri,
b) Dengeleme birimi olma yükümlülüğünü taşıyan tüketim tesisleri,
c) İkili anlaşma yapmak yoluyla elektrik enerjisi alan ya da iletim seviyesinden bağlı olan serbest tüketicilerin tüketim birimleri ile 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi kapsamındaki tüketim birimleri,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından belirlenecek uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları çerçevesinde, bölgesinde görevli tedarik şirketinden 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında enerji temin eden tüketici kategorileri,
d)
e) Bir dağıtım bölgesi ya da dağıtım bölgesinin bir bölümü,
f) Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası.
(3) Belirlenen her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi, sadece bir piyasa katılımcısının uzlaştırma hesabına kayıt edilir.
(4) Senkron paralel bağlantılar haricinde ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, bu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri üzerinden birden fazla piyasa katılımcısının enerji alış verişi gerçekleştirmesi durumunda TEİAŞ adına kayıt edilir. TEİAŞ adına kayıt edilen bu tür veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının tamamı, ilgili piyasa katılımcılarının uzlaştırma hesaplarına dağıtılır.
(5) Senkron paralel bağlantılar için ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri TEİAŞ adına kayıt edilir.
(6), Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinden yapılacak ithalat ve ihracat faaliyetlerine ilişkin bu Yönetmelik kapsamındaki kurallar ve istisnalar Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girecek usul ve esaslarda belirlenir.
Dengeleme birimleri ve kayıt kuralları
MADDE 22 – (1) Gerçek zamanlı dengeleme faaliyetlerine katılacak piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini tanımlamak ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.
(2) Bağımsız olarak yük alabilen, yük atabilen ve ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda tesis edilmiş sayaçlar vasıtasıyla uzlaştırma dönemi bazında bağımsız olarak ölçülebilen üretim ya da tüketim tesislerinden ya da ünitelerden aşağıdakilerden her biri bir dengeleme birimidir:
a) Lisanslı üretim tesisleri veya bu üretim tesislerine ait üniteler,
b) Tüketimi Sistem İşletmecisi tarafından verilecek talimatlarla değiştirilebilecek ya da devreden çıkarılabilecek nitelikteki, adına kayıtlı bulunduğu piyasa katılımcısı tarafından talep edilen ve katılımı Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunan tüketim tesisleri veya tüketim tesisleri topluluğu.
(3) Kombine çevrim santrallerinin aynı blokta yer alan türbinleri hariç olmak üzere, aynı üretim tesisi içinde yer alan ve sisteme farklı gerilim seviyelerinden bağlı olan üniteler aynı dengeleme birimi altında yer alamazlar.
(4) Aşağıdaki üretim tesisleri dengeleme birimi olma yükümlülüğünden muaf olup, ilgili piyasa katılımcısı tarafından talep edilmesi ve Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunması halinde dengeleme birimi olabilirler;
a) Kanal veya nehir tipi hidroelektrik üretim tesisleri,
b) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri,
c) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri,
ç) Dalga enerjisine dayalı üretim tesisleri,
d) Gel-git enerjisine dayalı üretim tesisleri,
e) Kojenerasyon tesisleri,
f) Jeotermal üretim tesisleri,
g) Biyokütleye dayalı üretim tesisleri.
(5) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas bir veriş-çekiş birimidir ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt kuralları dengeleme birimi için de geçerlidir.
(6) Üretim tesislerinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmeleri için, aynı baraya bağlı üretim ve tüketim tesislerinin ayrı ayrı ölçülebilmesini sağlayan sayaçların tesis edilmesi esastır.
(7) Sistem İşletmecisi tarafından, ünite bazında dengeleme birimi olarak kaydedilmesi gerekli bulunan ünitelerin sayaçlarının ünite bazında ölçüm yapılabilmesini sağlayacak şekilde tesis edilmesi esastır. Gerekli olması durumunda, sayaç yeri değişikliği, dengeleme birimi kayıt değişiklik ihtiyacının Sistem İşletmecisi tarafından belirlenip Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına bildirilmesinden itibaren 3 ay içerisinde tamamlanır.
(8) Dengeleme birimi olma talebi uygun bulunan bir tüketim tesisinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmesi için Sistem İşletmecisi tarafından talep edilmesi halinde gerekli izleme ve veri iletişim sistemlerinin Sistem İşletmecisinin koordinasyonunda kurulması ilgili piyasa katılımcısının sorumluluğundadır.
Sayaçlara ilişkin kayıt kuralları
MADDE 23 – (1) Piyasa katılımcılarının kayıt edilmesi sürecinde, uzlaştırmaya esas her bir veriş-çekiş birimine ilişkin veriş-çekiş miktarının ölçülmesini veya hesaplanmasını sağlayacak sayaçlar kayıt altına alınır. Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin aşağıda belirtilen elektrik enerjisi akışlarının ölçülmesini sağlayacak sayaçların kayıt altına alınması esastır:
a) İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
b) İkili anlaşma yapmak yoluyla elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketici tarafından dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
c) Üretim veya OSB üretim lisansına sahip piyasa katılımcıları tarafından dağıtım sistemine verilen veya dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
ç)
d) İki dağıtım sistemi arasındaki alış-verişe esas elektrik enerjisi,
e) Dengeleme birimlerinin sisteme bağlantı noktalarındaki elektrik enerjisi.
İKİNCİ BÖLÜM
Kayıt Süreci
Kayıt işlemlerinin kapsamı
MADDE 24 – (1) Kayıt süreci kapsamında;
a) Piyasa katılımcılarının tüzel kişiliklerine,
b) Piyasa katılımcılarının kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmek istedikleri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine,
c) Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba dahil olmalarına,
ç) Kayıt altına alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlara,
d) Piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına katılımlarına ve kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmekle yükümlü oldukları dengeleme birimlerine,
e) Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına ve gün içi piyasasına katılımlarına,
f) Piyasa katılımcılarının merkezi uzlaştırma kuruluşuna üyeliklerine
ilişkin kayıt işlemleri gerçekleştirilir.
Piyasa Katılım Anlaşması, Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşması, Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması ve Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşması
MADDE 25 – (1) Katılımcının kayıt dosyasında yer alan tüm bilgi ve belgelerin doğruluğunu teyit ettiğini, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerini kabul ve taahhüt ettiğini bildiren ve denge sorumluluğuna ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini içeren maddelerden oluşan Piyasa Katılım Anlaşması ve vadeli elektrik piyasasına katılıma ilişkin yükümlülükleri içeren Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşması, gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması ve gün içi piyasasına katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşması, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak Başkan onayına sunulur.
(2) Tüm piyasa katılımcıları, Piyasa Katılım Anlaşmasını, vadeli elektrik piyasasına katılan piyasa katılımcıları ayrıca Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasını, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ayrıca Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını ve gün içi piyasası katılımcıları ayrıca Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalayarak Piyasa İşletmecisine sunar.
Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt başvurusu
MADDE 26 – (1) Üretim veya OSB üretim, lisansı alan piyasa katılımcıları üretim tesislerinin tesis geçici kabulleri yapılarak tesislerinin enerjilendirilmesinden önceki 15 iş günü içerisinde tüzel kişilik kayıtlarını tamamlayacak şekilde, Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.
(2) Tedarik lisansı alan piyasa katılımcıları lisans yürürlük tarihlerini takip eden 15 iş günü içerisinde Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.
(3) Piyasa katılımcıları; tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere Piyasa Yönetim Sistemine (PYS) girdikten sonra;
a)
b) Lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış suretini,
c) Tüzel kişilik kayıt formunu,
ç) Belgelerde imzası bulunan kişilerin yetki belgeleri ve imza sirkülerlerinin aslı ya da noter onaylı suretini,
d) Ticaret sicil gazetesi fotokopisini,
e),
f) Piyasa katılım anlaşmasını
bir ön yazı ile Piyasa İşletmecisine teslim ederek tüzel kişilik kaydı başvurusunda bulunur. Tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere Piyasa Yönetim Sistemine (PYS) giren piyasa katılımcılarına Piyasa İşletmecisi tarafından ENTSO-E tarafından belirlenen standartlara uygun EIC kodu verilir.
(4) Piyasa katılımcılarının, onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerini PYS’ye girmeleri zorunludur. PYS’de onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgileri bulunmayan piyasa katılımcılarının kayıt müracaatları işleme konmaz ve bu durum ilgili piyasa katılımcısına yazılı olarak bildirilir. Kayıt süreci, piyasa katılımcılarının PYS’ye onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerinin girilmesini müteakip başlar.
(5), Piyasa katılımcıları, tüzel kişilik kayıt sürecinin tamamlanması için hesaplanan teminatını sunar. Teminatını sunmayan piyasa katılımcısının kayıt başvurusu işleme konmaz.
Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik başvurularının inceleme ve değerlendirilmesi
MADDE 27 – (1) Piyasa İşletmecisi, başvuru dosyası içerisindeki bilgi ve belgelere ilişkin inceleme ve değerlendirme ile söz konusu bilgi ve belgelerin PYS’ye girilmiş bilgilerle uygunluğuna ilişkin incelemeleri başvuru tarihini izleyen 10 iş günü içerisinde tamamlar.
(2) İnceleme ve değerlendirme neticesinde tespit edilen eksiklikler ve söz konusu eksikliklerin giderilmemesi halinde tüzel kişilik kaydı işleminin yapılamayacağı hususu başvuru yapan piyasa katılımcısına bildirilerek, eksiklerin giderilmesi için 10 iş günü süre verilir.
(3) Başvuru dosyaları uygun bulunan veya tespit edilen eksikliklerini 10 iş günü içerisinde tamamlayan piyasa katılımcısının PYS üzerinden yaptığı kayıt başvurusu onaylanır. (4) Eksiklerini zamanında tamamlamayan piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt işlemi yapılmaz ve PYS üzerinden yaptıkları kayıt başvurusu da onaylanmaz. Başvuru dosyası piyasa katılımcısına elden iade edilerek durum Kuruma bildirilir.
(5) Başvuru dosyasının inceleme ve değerlendirmesi sırasında ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge lisans sahibi tüzel kişilerden istenebilir ve tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
(6) Piyasa katılımcıları, ancak tüzel kişilik kayıt işlemlerinin tamamlanmasından sonra, kayıt sürecinin diğer aşamalarına geçebilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış olan bir tedarik lisansı sahibi tüzel kişi niteliğindeki piyasa katılımcısı, dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış diğer tüm piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilebilmeleri için sorumlu oldukları tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtları tamamlamış olmaları esastır.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt işlemi
MADDE 28 – (1) Piyasa katılımcıları, sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirirken;
a) Kayıt edilecek uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait ölçüm ve bağlantı noktalarını gösteren ve ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ya da TEİAŞ tarafından onaylı tek hat şeması,
b) Bağlantı anlaşmasının birer kopyası,
c) Tüzel kişilik kaydı sırasında teslim edilmiş olanlar hariç olmak üzere, üretim tesislerine ait lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış sureti,
ç) Üretim tesislerine ait geçici kabul tutanağı,
d) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulacak kategoriler için dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerce belirlenmiş uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları
e)
Piyasa İşletmecisine elden teslim edilir.
(2)
(3) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımlanır ve kayıt altına alınır. Ölçüm sistemlerine uygulanacak kayıp katsayıları, ölçüm sistemlerinin kayıt edilmesi aşamasında belirlenir.
(4) Kayda alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine Piyasa İşletmecisi tarafından ENTSO-E standartlarında uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kodu verilir.
(5) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kaydının tamamlanabilmesi için;
a) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kaydının tamamlanmış olması,
b)
gereklidir.
(6) Sisteme ilk kez enerji verecek bir üretim tesisinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılmasından sonra dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması, söz konusu üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Bakanlık geçici kabul heyeti ve ilgili TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkililerinin hazır bulunacağı geçici kabul işlemleri esnasında tutulan sayaç tespit tutanağına müteakip gerçekleşir. Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmış bir üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı yaptırmak üzere başvurmamış olması durumunda söz konusu üretim tesisinin dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması; Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılması ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kayıt altına alınmasından sonra gerçekleşir.
(7) Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından gerçekleştirilen devir işlemlerine ilişkin olarak uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi Özelleştirme İdaresi Başkanlığının belirtmiş olduğu devir tarihi esas alınarak ön kayıt yapılır. Ön kaydı yapılan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ilişkin lisans veya lisansa ilişkin Kurum yazısı ve bağlantı anlaşmasına ilişkin TEİAŞ veya dağıtım şirketi yazısı bir ay içerisinde Piyasa İşletmecisine sunulur.
Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba katılmaları
MADDE 29 – (1) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere başvurabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
(2) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvuru, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılır. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılımının işlerlik kazanması, gruba katılım ile ilgili işlemlerin tamamlandığı fatura dönemini takip eden ilk fatura dönemi itibariyle başlar.
(3) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, sadece bölgesindeki görevli tedarik şirketi ile 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler için dengeden sorumlu bir grup oluşturabilirler.
(4) Görevli tedarik Şirketleri, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler için sadece bölgesindeki dağıtım şirketiyle dengeden sorumlu grup oluşturabilir.
(5) 17 nci maddenin dördüncü fıkrası kapsamında oluşturulan kategoriler herhangi bir dengeden sorumlu grupta yer alamazlar. Kategorilere konu tesisler kategoriler oluşturulmadan önce bir dengeden sorumlu grubun içerisinde bulunuyorlarsa bu dengeden sorumlu gruptan çıkartılırlar.
Sayaçların kayıt işlemi
MADDE 30, – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlar kayıt altına alınır.
(2) Piyasa İşletmecisi, serbest tüketici sayaçları hariç olmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların karşılıklı kayıt altına alınması için piyasa katılımcısına ve TEİAŞ’ın ilgili diğer birimleri ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye bildirimde bulunur.
(3) Bildirimde yer alan tarihe kadar TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi ve hazır bulunması halinde piyasa katılımcısının yetkilisi tarafından, ilk endeks tespit protokolleri düzenlenir.
(4) Düzenlenen ölçüm sistemlerinin ilk endeks tespit protokolü hazır bulunması halinde piyasa katılımcısı yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından imza altına alınır. Taraflarca ilk endeks tespit protokolünün imzalanması ile sayaçlar kayıt altına alınmış olur
(5) İlgili mevzuata uygun olmayan sayaçlar TEİAŞ veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından ilgili ay içerisinde mevzuata uygun hale getirilir. Sayaçların mevzuata uygun olmaması serbest tüketicilerin tedarikçi seçme hakkını kullanmasına engel teşkil etmez.
(6) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, kayıp katsayıları hesaplama metodolojisine ilişkin usul ve esasları ve 80 inci maddede belirtilen kriterleri dikkate alarak transformatör kaybı ve/veya hat kaybı uygulanıp uygulanmayacağını tespit eder. Transformatör ve/veya hat kaybı uygulanması gereken durumlarda transformatöre ve/veya hatta ait ilgili Kurul kararı ile belirlenen transformatör ve hat kayıp katsayısı formülüne ilişkin karakteristik bilgiler TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından tek hat şemasına işlenir.
(7) Devreye alınacak yeni üretim tesislerinin ve/veya yeni ünitelerin iletim sistemine bağlantısının gerçekleştirilip ilk kez enerjilendirilmesi öncesinde gerçekleştirilen tesis geçici kabulü sonucunda geçici kabul heyeti tarafından hazırlanan sayaç tespit tutanağı, ilk endeks tespit protokolü olarak kabul edilir.
(8) Başka bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde de yer alan ve önceden kayıt altına alınmış sayaçlar bilgilerinde gerekli güncellemelerin yapılması suretiyle yeniden kayıt altına alınır.
(9)
Serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait tedarikçi değiştirme süreçleri
MADDE 30/A, – (1)
(2), Bir serbest tüketicinin;
a) Tedarikçi değiştirmesi veya Kurulca onaylanmış perakende satış tarifelerinden enerji almaktayken ilgili görevli tedarik şirketinden ikili anlaşma ile enerji alması durumunda serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen piyasa katılımcısı veya serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen görevli tedarik şirketi, portföy değişikliği ile ilgili talebini, içinde bulunulan ayın en geç altıncı gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar bilgi girişlerini PYS üzerinden yaparak, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu PYS üzerinden beyan eder. Yeni tedarikçi tarafından yapılan bilgi girişleri, serbest tüketicinin mevcut tedarikçisine, PYS aracılığıyla içinde bulunulan ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 17:00’da duyurulur.
b) Bir fatura dönemi içerisinde herhangi bir tüketicinin kullanımında olmayan bir tüketim noktasında enerji tüketmeye başlayacak olması durumunda, bu serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen tedarikçi PYS üzerinden bilgi girişlerini yaparak ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu beyan eder. Bu talep, bilgi girişinin yapılmasına müteakip ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye PYS üzerinden bildirilir. Serbest tüketici, bilgi girişinin yapıldığı dönemden itibaren ilgili tedarikçinin portföyüne eklenir.
c) İlk defa enerji kullanılacak ve iletim sistemine bağlı bir tüketim noktasından enerji tüketmeye başlaması durumunda, bu serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen tedarikçi en geç bu noktanın ilk endeks tespit tutanağının düzenlenmesinden bir önceki iş günü saat 17:00’a kadar Piyasa İşletmecisine başvurur. Başvuru usulleri Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek duyurulur. İlgili ölçüm noktaları, söz konusu tedarikçisi adına ilk endeks tespit tutanağı tarihinden itibaren geçerli olmak üzere kaydedilir.
(3) Bir piyasa katılımcısı, bir serbest tüketiciye ait çekiş birimini portföyünden çıkartmayı talep etmesi durumunda, içinde bulunulan ayın en geç altıncı gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar, Piyasa İşletmecisine PYS aracılığıyla başvuruda bulunur ve serbest tüketiciyi portföyden çıkarma işlemi gerçekleşir. Piyasa katılımcısı, Piyasa İşletmecisine yapacağı bu başvurudan önce ilgili tüketiciyi yazılı olarak bilgilendirir.
(4) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi veya teminat yükümlülüklerini yerine getirmemesi nedeni ile portföyünden çıkarılan serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen bir piyasa katılımcısının, ilgili serbest tüketiciye enerji tedariği yapacağını, portföyden çıkarılma işleminin yapıldığı ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu Piyasa İşletmecisine bildirmesi durumunda, ilgili kayıt güncelleme işlemleri Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(5) Piyasa İşletmecisi, portföyden çıkarılan, portföyü değiştirilen ve yeni kaydedilen kesinleşmemiş sayaçlar listesini PYS aracılığıyla ilgili dağıtım şirketi, TEİAŞ ve ilgili piyasa katılımcısına duyurur.
(6) Yayımlanan sayaç listesine ilişkin itiraz başvuruları, duyurunun yayımlanmasını takip eden iki iş günü içerisinde Piyasa İşletmecisine yapılır. Piyasa İşletmecisi, yapılan itiraz başvurularını iki iş günü içerisinde sonuçlandırarak, kesinleşen sayaç listesini PYS aracılığıyla ilgili piyasa katılımcısına ve bağlantı durumuna göre ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye veya TEİAŞ’a duyurur.
(7) İçinde bulunulan ayın son günü saat 24:00’a ilişkin sayaç değerlerinin okunması ile sayaçların kayıt altına alınması için piyasa katılımcısının yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından ilk endeks tespit protokolleri düzenlenir.
(8) İçinde bulunulan ayın son günü saat 24:00’a ilişkin yapılan sayaç okumaları mevcut tedarikçi için son okuma, yeni tedarikçi için ilk okuma olarak kabul edilir ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri mevcut tedarikçinin portföyünden çıkarılır.
(9), Bir tüketim noktasının serbest tüketici tarafından tahliye edilmesi durumunda; TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından tespitin yapıldığı tarihte sayaç okuması yapılır ve bu okuma, son okuma olarak kabul edilir. Serbest tüketicinin mevcut tedarikçisinin portföyünden çıkarılması işlemi TEİAŞ veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından PYS üzerinden başlatılır ve mevcut tedarikçi tarafından reddedilmediği takdirde onaylanmış sayılır. Mevcut tedarikçi ilgili işlemi sadece tahliye işleminin gerçekleşmediği veya tüketim noktasını devralan yeni kişi ile ikili anlaşması olduğu gerekçesi ile reddedebilir. Piyasa İşletmecisi, bu işlemlere ilişkin süreci belirleyerek duyurur ve serbest tüketici veri tabanında gerekli güncellemeleri yapar. Devir ve taşınma kapsamında gerçekleştirilen işlemler de bu fıkra hükümlerine tabidir.
(10)
(11) Bir serbest tüketiciye ait çekiş birimlerine elektrik enerjisi tedarik eden bir piyasa katılımcısının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini ve/veya ilgili serbest tüketici sayaçlarını portföylerine ekleme ve portföyden çıkarmaya ilişkin taleplerinden vazgeçmesi durumunda, ilgili piyasa katılımcısı içinde bulunulan ayın en geç yirminci gününden önceki son iş günü saat 17.00’a kadar, bu talebini PYS aracılığıyla bildirir.
(12) Gerekmesi halinde Piyasa İşletmecisi, serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen ilgili piyasa katılımcısından ikili anlaşmasına ilişkin bilgileri beyan etmesini ve bunu ispat edici belgeleri sunmasını talep edebilir.
(13) Piyasa katılımcılarının bu madde kapsamında belirtilen kayıt süreçleri esnasında;
a) Serbest tüketicinin portföylerinden çıkışını ve yeni tedarikçisinin portföyüne geçişini mevzuat hükümlerine aykırı olarak engellediğinin tespiti halinde PYS üzerinden gerekli düzeltme yapılır ve ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
b) Serbest tüketiciyle ikili anlaşma yapmadan serbest tüketici sayaç kaydı için başvurduğunun tespiti halinde tespitin yapıldığı tarihten sonraki ilk kesinleşen sayaç listesinin duyurulmasını takip eden ayın ilk gününden geçerli olmak üzere ilgili serbest tüketicinin kaydı piyasa katılımcısının portföyünden çıkarılır ve bir önceki tedarikçisinin talebi varsa onun, yoksa görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir. İhlali tespit edilen piyasa katılımcısı Piyasa İşletmecisi tarafından Kuruma raporlanır. Söz konusu piyasa katılımcısı Kurul Kararı ile üç ay süreyle ikili anlaşmalar kapsamında yeni tüketici kaydedemez ve bu piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır. Bu serbest tüketici ile ilgili olarak geçmişe dönük düzeltme yapılmaz.
(14) Bir tedarikçinin teminata ilişkin yükümlülüklerini yerine getirmemesi sebebiyle, portföyünde yer alan serbest tüketicilerin ilgili katılımcının portföyünden çıkarılması durumunda, portföyden çıkarılan serbest tüketicilerin listesi PYS’de yayımlanır.
(15) Bir serbest tüketicinin birden fazla tedarikçi tarafından PYS üzerinden talep edilmesi halinde, ikili anlaşmaya ilişkin yazılı kanıtlayıcı bilgiler Piyasa İşletmecisi tarafından talep edilir ve ilgili piyasa katılımcıları tarafından altıncı fıkrada belirtilen süreler içerisinde PYS üzerinden beyan edilir. Piyasa İşletmecisi tarafından gerekli kontroller yapılır ve ikili anlaşma beyanı geçerli bulunan tedarikçinin portföyüne serbest tüketicinin geçişi sağlanır. Piyasa İşletmecisinin ikili anlaşmaya ilişkin istemiş olduğu bilgileri PYS üzerinden ibraz edemeyen tedarikçiler için onüçüncü fıkra hükümleri uygulanır. Birden fazla tedarikçinin geçerli ikili anlaşma beyanında bulunması halinde ikili anlaşma tarihi en yakın olan kayıt dikkate alınır. Anlaşma tarihlerinin aynı olması halinde kayıtlar onaylanmaz ve serbest tüketici mevcut tedarikçisinden enerji almaya devam eder. Ancak mevcut tedarikçisinin de söz konusu serbest tüketiciye ilişkin portföyden çıkarma talebi olması halinde tüketici görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir.
Serbest tüketici veri tabanı
MADDE 30/B – (1) Serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait tedarikçi değiştirme ve mali uzlaştırma süreçlerinde kullanılmak üzere TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler hizmet sundukları ve sayaçlarını okumakla yükümlü oldukları serbest tüketicilerin aşağıda yer alan bilgilerini PYS üzerinde tanımlanacak veri tabanına eklemek ve güncel tutmakla yükümlüdür:
a),
b) Tüketim noktasının PYS’ye kayıt için gerekli tekil kodu,
c) Tüketim noktasının içerisinde bulunduğu il ve ilçe bilgisi,
ç) Tüketim noktasının açık adresi,
d) Abone grubu ve belirlenmişse abone alt grubu,
e) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
f) Tüketim noktasına tahmini değer uygulanıp uygulanmadığı,
g), Tüketim noktasının sözleşme gücü,
ğ) Piyasa İşletmecisinin mali uzlaştırma ve serbest tüketici talep süreçlerini yürütmek üzere ihtiyaç duyduğu diğer bilgiler.
(2), Tedarikçiler, tedarikçi değiştirme, mali uzlaştırma ve serbest tüketici portalı süreçlerinde kullanılmak üzere tüketicilerine ilişkin;
a) Serbest tüketicinin adı ve soyadı veya unvanı,
b) Gerçek kişiler için T.C. kimlik numarası veya yabancı kimlik numarası; tüzel kişiler için vergi kimlik numarası, yetkili kişinin adı ve soyadı, T.C. kimlik numarası veya yabancı kimlik numarası
bilgilerini PYS üzerinde tanımlanacak veri tabanına eklemek ve güncel tutmakla yükümlüdür. Piyasa İşletmecisi bu bilgileri veri tutarlılığının kontrolü amacı ile kullanır ve kişisel verilerin korunmasını sağlayacak önlemleri alır. Tedarikçilerin söz konusu yükümlülüklerini yerine getirmediklerinin tespiti halinde Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır. Piyasa İşletmecisi bu madde kapsamındaki verilerin tutarlılığının kontrolü ve düzeltilmesi amacıyla kamu kurum ve kuruluşlarıyla işbirliği yapabilir. Bilgilerin ilgili veri tabanlarından temin edildiği durumda dahi, tedarikçiler söz konusu verilerin tam ve doğru olmasından sorumludur.
(3) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler birinci fıkranın (b) bendinde yer alan tekil kodun nasıl oluşturulduğuna ilişkin açıklamayı PYS üzerinde serbest tüketici kayıt ekranında yayımlar.
(4) PYS, 30/A maddesi kapsamındaki kayıt girişleri sırasında yeni tedarikçi olmak isteyen piyasa katılımcısının sayaç kaydı için giriş yaptığı tekil kodun birinci fıkranın (b) bendi çerçevesinde oluşturulan veri tabanında olup olmadığını kontrol eder. Veri tabanında yer alan tekil kodlarla eşleşmeyen girişlere izin verilmez.
(5) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin veri tabanına ilişkin yükümlülüklerini yerine getirmemesi nedeni ile serbest tüketicinin yeni tedarikçisinin portföyüne geçişinin engellendiğinin tespiti halinde PYS üzerinden, Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek duyurulan süreç çerçevesinde gerekli düzeltme yapılır ve Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
(6) Tedarikçi değişim süreçlerinin sağlıklı yürütülebilmesini teminen tedarikçiler serbest tüketici veri tabanı üzerinde birinci fıkranın (b) bendinde yer alan tekil kodu girerek sorgu çalıştırabilirler. Sorgu sonuç ekranında kişisel verilerin korunmasını teminen Piyasa İşletmecisi tarafından ikinci fıkranın (a) ve (b) bendi bilgilerinde maskeleme yapılır.
(7), Serbest tüketici veritabanında yer alan bilgiler tüketicinin mevcut tedarikçisi ve tüketicinin şebekeye bağlantı durumuna göre dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi veya TEİAŞ tarafından görüntülenebilir.
Serbest tüketici portalı
MADDE 30/C – (1) Piyasa İşletmecisi serbest tüketicilerin en az aşağıda yer alan bilgilerini görebilecekleri bir serbest tüketici portalı oluşturur:
a) Tüketim noktasının açık adresi,
b) Abone grubu ve belirlenmişse abone alt grubu,
c) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
ç) Tüketim noktasının sözleşme gücü,
d) Aktif ve reaktif endeks değerleri, sayaç çarpanı ve okuma tarihi,
e) Tüketim noktasına ilişkin geçmişe dönük düzeltme bilgisi,
f) Tedarikçisinin unvanı,
g) Halihazırda tedarikçisini seçme hakkını kullanıp kullanmadığına ilişkin bilgi.
(2) Piyasa İşletmecisi serbest tüketici portalına yukarıdakilerle sınırlı olmaksızın tüketici haklarının korunması ve tüketicilerin bilinçlendirilmesini teminen diğer bilgi ve bilgilendirme dokümanlarını da ekleyebilir.
(3) Serbest tüketiciler, portala kuralları Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen yöntem ile erişirler. Piyasa İşletmecisi portala erişimde tüketicinin kimliğinin doğrulanmasını teminen, ilgili kurum veya kuruluşlara ait elektronik platformları kullanabilir. Portal kapsamında sunulan bilgilerin bir bölümü ya da tamamı ayrıca E-Devlet Kapısı’ndan sunulabilir.
(4)
Dengeleme birimlerinin kayıt işlemi
MADDE 31 – (1) Piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirir.
(2) Dengeleme biriminin kayıt edilmesi esnasında, ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde dengeleme birimlerine ilişkin olarak sağlanması gereken bilgi ve belgeler ile teknik parametreler, dengeleme birimini kayıt ettiren piyasa katılımcısı tarafından PYS’ye kaydedilir ve Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Dengeleme birimine ait Sistem İşletmecisinin ihtiyaç duyacağı teknik parametre bilgileri, gerekli incelemeler yapılmak üzere Sistem İşletmecisine gönderilir. Sistem İşletmecisi tarafından 10 iş günü içerisinde gerçekleştirilen inceleme sonucu, Sistem İşletmecisinin onayı ile ilgili üretim tesisi veya ünite dengeleme birimi olarak, piyasa katılımcısı adına kaydedilir.
(4), Piyasa katılımcısının serbest tüketici niteliği taşıyan bir tüketim birimini veya tüketim birimleri topluluğunu dengeleme birimi olarak kayıt ettirecek olması durumunda, ilgili tüketim birimlerine sahip veya temsile yetkili kişinin, tüketim tesisini ilgili piyasa katılımcısı adına dengeleme birimi olarak kayıt ettirmesi konusunda onay verdiğini bildirir belge, ilgili piyasa katılımcısı tarafından Piyasa İşletmecisine elden teslim edilir.
(5) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ve dengeleme birimlerine ilişkin kuralları sağlayan daha küçük bir dengeleme birimi içermez.
(6) Bakanlık geçici kabulü tamamlanmamış üretim tesisleri dengeleme birimi olarak kaydedilemez. Bir üretim tesisi, dengeleme birimi kaydı tamamlanana kadar, uzlaştırmaya esas çekiş birimi olarak işlem görür.
Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32 – (1) Tüzel kişilik kaydını ve başvuru yaptığı an itibariyle portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulleri yapılmış ve kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Gün öncesi piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, gün öncesi piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile ilgili piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
Piyasa katılımcılarının gün içi piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32/A – (1) Tüzel kişilik kaydını ve başvuru yaptığı an itibariyle portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulleri yapılmış ve kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olan piyasa katılımcıları gün içi piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Gün içi piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Gün içi piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, gün içi piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile ilgili piyasa katılımcısının gün içi piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32/B- (1) 18/B maddesinde belirtilen kayıt süreçlerini tamamlamış olan piyasa katılımcıları vadeli elektrik piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Vadeli elektrik piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Vadeli elektrik piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, vadeli elektrik piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile, ilgili piyasa katılımcısının vadeli elektrik piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Kayıt Bilgilerinin Güncellenmesi
Kayıt bilgilerinin güncellenmesi
MADDE 33 – (1) Piyasa katılımcısına ait kayıt bilgileri;
a) Piyasa katılımcısına ait bilgilerin değişmesi,
b) Mevcut dengeleme birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
c) Mevcut uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
ç) Mevcut ölçüm sistemlerine ilişkin bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
d) Yeni bir dengeleme biriminin kayıt altına alınması,
e) Yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt altına alınması,
f) Yeni bir ölçüm sisteminin kayıt altına alınması,
g) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılması ya da dahil olduğu dengeden sorumlu grubu değiştirmesi,
hallerinde güncellenir.
(2) Piyasa katılımcıları, portföylerinde yer alan serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerini portföylerinden çıkarma ya da portföylerine ekleme ile ilgili taleplerini madde 30/A’da belirtilen süreç kapsamında gerçekleştirir. (3) Bir güncelleme işleminin birden fazla piyasa katılımcısının kaydını etkilemesi durumunda, etkilenen piyasa katılımcılarının kayıt güncellemeleri eş zamanlı olarak yapılır.
(4) Bir piyasa katılımcısının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi hesabına kayıt ettirmek suretiyle tedarik yaptığı serbest tüketiciye tedarik yapmaktan vazgeçmek ve bu doğrultuda söz konusu serbest tüketiciye ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi kaydından çıkartmak istemesi halinde, kayıt değişikliği başvurusu piyasa katılımcısı ile serbest tüketici arasındaki ikili anlaşmanın buna ilişkin hükümleri doğrultusunda yapılır.
(5) Bir piyasa katılımcısının halihazırda sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini portföyüne kaydetmek istemesi veya sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt bilgilerinde değişiklik olması durumunda 28 inci madde ve madde 30/A’da tarif edilen süreçler uygulanır. Ancak 28 inci maddenin birinci fıkrası ve madde 30/ A’nın birinci ve ikinci fıkralarında belirtilen belgelerden sadece değişiklik olanlar Piyasa İşletmecisine yeniden sunulur.
(6) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler arasında yapılacak uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi değişiklikleri görevli tedarik şirketleri tarafından her ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar piyasa işletmecisine bildirir.
(7) Piyasa katılımcısı unvan, adres, vergi numarası, vergi dairesi değişikliği ile birleşme, devir, fesih gibi hallerde; değişiklikle ilgili ticaret sicil gazetesini ve talep edilen diğer belgeleri takip eden faturalama süreci öncesinde Piyasa İşletmecisine sunar.
Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruptan ayrılmaları
MADDE 34 – (1) Bir piyasa katılımcısının dahil olduğu dengeden sorumlu gruptan ayrılmasına ilişkin kayıt değişikliği başvurusu, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş dengeden sorumlu taraf arasındaki anlaşmanın bu konuya ilişkin hükümleri doğrultusunda, ilgili piyasa katılımcısı veya dengeden sorumlu tarafça yapılır.Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruptan ayrılmasının işlerlik kazanması, gruptan ayrılma ile ilgili işlemlerin tamamlandığı fatura dönemini takip eden ilk fatura dönemi itibariyle başlar. (2) Bir dengeden sorumlu gruptan ayrılıp başka bir dengeden sorumlu gruba katılmayan piyasa katılımcılarının kayıtları Piyasa İşletmecisi tarafından güncellenerek bu piyasa katılımcıları dengeden sorumlu taraf olurlar.
DÖRDÜNCÜ KISIM
Vadeli Elektrik Piyasası, Gün Öncesi Piyasası ve Gün İçi Piyasasına İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Vadeli Elektrik Piyasası
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 35- (1) Vadeli elektrik piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) İşlemler teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi bazında gerçekleştirilir.
b) Kontratlar, seans süresince sürekli ticaret metoduna göre işlem görür. Piyasa İşletmecisi tarafından VEP Usul ve Esaslarında öngörülen durumlarda işleme açılan kontratlar için geçici süreyle sürekli ticaret metodu yerine ihale yöntemi kullanılmasına karar verilebilir.
c) İşlem görecek kontratlar, VEP Usul ve Esasları kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir.
ç) Eşleşen teklifler piyasa katılımcısı için teslimat dönemi içinde yük tipi ile belirlenen zaman dilimi boyunca elektrik enerjisinin teslim edilmesi ya da teslim alınması yükümlülüğü doğurur.
d) İlgili kontrat işleme kapanmadan önce açık pozisyon kapatıldığında, piyasa katılımcısının fiziki teslimat zorunluluğu ortadan kalkar.
e) Vadeli elektrik piyasasında gerçekleşen her bir eşleşmede Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına karşı taraftır.
(2) Vadeli elektrik piyasasında günlük iş akışı içerisinde; seans öncesi, seans, seans sonrası, günlük gösterge fiyatının ilanı ve gün sonu işlemleri yer alır.
Vadeli elektrik piyasası kontratları
MADDE 36- (1) Vadeli elektrik piyasasında, Piyasa İşletmecisi tarafından teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi belirlenerek oluşturulan kontratlar işlemlere açılır.
(2) Teslimat dönemi, ilgili kontrata taraf olan piyasa katılımcılarının fiziki teslimat yükümlülüklerini kapsayan günleri ifade eder.
(3) Yük tipi, ilgili kontrata taraf olan piyasa katılımcılarının fiziksel teslimat yükümlülüklerini kapsayan teslimat döneminin her bir gününde fiziksel teslimata konu olan uzlaştırma dönemlerini ifade eder.
(4) Piyasanın ihtiyaçları doğrultusunda Piyasa İşletmecisi tarafından farklı teslimat dönemleri ve yük tipleri tanımlanabilir. Piyasa İşletmecisi tanımlanan yeni kontratları, piyasa katılımcılarına ve Kuruma bildirerek işleme açabilir.
(5) Piyasa İşletmecisi tarafından kontratların işlem gördüğü seansların başlangıç ve bitiş saatleri belirlenerek piyasa katılımcılarına duyurulur.
(6) Piyasa İşletmecisi tarafından işleme açılacak olan kontratların basamaklandırılması ile seans içinde veya seans öncesinde kontratların bir kısmının veya tamamının işlemlerinin, fiyat hareketlerine ve işlem miktarlarına bağlı olarak geçici olarak durdurulması veya sonlandırılmasına ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasası teklifleri
MADDE 37- (1) Piyasa katılımcıları, Piyasa İşletmecisi tarafından işlemlere açılan kontratlara VEP Usul ve Esaslarında belirtilen teklif tiplerine göre teklif sunabilir.
(2) Piyasa İşletmecisi, vadeli elektrik piyasası için yeni teklif tipleri tanımlayabilir.
(3) Teklifler, VEP Usul ve Esaslarında belirtilen çerçevede teslimat dönemi içinde yük tipi ile belirlenen zaman dilimi boyunca her bir uzlaştırma dönemi için aynı miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir.
(4) Teklifler, fiyatlar için virgülden sonra iki haneli TL/MWh, miktarlar için lot cinsinden 1 lot ve katları olacak şekilde bildirilir.
(5) Kontratlar için sunulan tekliflere ilişkin olarak tekliflerde bulunması zorunlu hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasasında fiyatlar, fiyatların belirlenmesi ve ilanı
MADDE 38- (1) Vadeli elektrik piyasasında, ilgili kontratlar için detayları VEP Usul ve Esaslarında belirlenen;
a) Günlük gösterge fiyatı,
b) Baz fiyat,
c) Açılış fiyatı,
Piyasa İşletmecisi tarafından tespit ve ilan edilir.
Vadeli elektrik piyasasında tekliflerin eşleşmesi ve ticari işlem onayı
MADDE 39- (1) Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına sundukları tekliflerin aktif olarak kaydedilmesini takiben tekliflerin eşleştirilmesine ilişkin işlemler aşağıda belirtildiği şekilde yürütülür:
a) Teklifler, her bir kontrat türü için kendi içlerinde ayrı ayrı değerlendirilir.
b) Teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi aynı olan ve aynı yönde verilen tekliflerden fiyatı iyi olan teklif önceliklidir.
c) Teklif bölgesi, teslimat dönemi ve yük tipi aynı olan ve aynı yönde verilen eşit fiyatlı tekliflerden ilk önce kaydedilen teklif önceliklidir.
ç) Alış teklifi için fiyatı en yüksek olan, satış teklifi için fiyatı en düşük olan teklifler teklif defterinde en iyi teklif olarak gösterilirler.
d) Eşleşme fiyatı, eşleşen tekliflerden ilk kaydedilen teklifin fiyatıdır.
e) Tekliflerin eşleşmesi durumunda taraflar için ilgili teklifler pozisyona dönüşür.
(2) Eşleşen teklifler en iyi fiyatlı teklif sırasından çıkarılır ve Piyasa İşletmecisi, ilgili piyasa katılımcılarına ticari işlem onaylarını PYS üzerinden bildirir. Kısmen eşleşme olması durumunda, eşleşmemiş kalan miktar, teklif geçerli olduğu sürece teklif defterinde yer alır.
(3) Vadeli elektrik piyasasında tekliflerin eşleşmesi, ticari işlem onayı ve eşleşmelere ilişkin itirazlara dair hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasasında günlük fiyat değişim, işlem ve pozisyon limitleri
MADDE 40- (1) Günlük fiyat değişim limitleri Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve ilan edilir.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa bazında ve/veya piyasa katılımcısı bazında işlem ve pozisyon limitleri belirlenir.
(3) Günlük fiyat değişim limitleri ile işlem ve pozisyon limitlerine ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Vadeli elektrik piyasasında tekliflerin ve işlemlerin iptali
MADDE 41- (1) İşleme taraf olan en az bir piyasa katılımcısının başvurusu üzerine veya resen, Piyasa İşletmecisi tarafından;
a) Piyasa işletmecisinden kaynaklı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılardan kaynaklanan hataların ortaya çıkması durumunda,
b) Piyasa katılımcılarının ve/veya kontratların işlemlerini durduracak diğer maddi unsurların varlığı halinde,
c) Piyasa bozucu veya haksız menfaat elde etmeye yönelik olan teklif ve işlemlerin tespit edilmesi durumunda,
ç) Piyasa İşletmecisine karşı mali yükümlülüklerin yerine getirilmemesi neticesinde net pozisyon artırıcı teklifler bulunması durumunda,
d) Teklif fiyatlarının günlük fiyat değişim limitleri dışında kalması halinde,
e) Seans sonrasında ve/veya işlem görmenin geçici olarak durdurulması hallerinde askıya alınan tekliflerin, teklif defterine önceliğini kaybetmeden iletilebilmesi için VEP Usul ve Esasları uyarınca belirtilen teklif bildirimi koşullarını sağlamaması durumunda,
bekleyen tekliflerin ve/veya gerçekleşen işlemlerin tamamı veya bir kısmı Piyasa İşletmecisi tarafından iptal edilir.
(2) İptal işlemine ilişkin bilgilendirme PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
Vadeli elektrik piyasasına erişimin askıya alınması
MADDE 42- (1) Piyasa İşletmecisi aşağıdaki hallerde ilgili piyasa katılımcısının PYS’ye erişimini ve/veya bu kapsamda hak ve borç doğuracak işlemler yapmasını katılım anlaşması uyarınca askıya alabilir:
a) VEP Usul ve Esaslarına aykırı işlemlerin düzeltilmemesi,
b) Piyasa katılım koşullarının herhangi birinin ortadan kalkması,
c) Vadeli elektrik piyasasının işleyişine etki edebilecek herhangi bir yasal şart, yargı kararı, Kurul kararı, yetkili makam ve mercilerin kararı ile alınan önlem veya kısıtlamanın bulunması.
(2) Piyasa İşletmecisi, olağan dışı durumların veya piyasasının işleyişine etki edebilecek herhangi bir yasal şart, yargı kararı, Kurul kararı, yetkili makam ve mercilerin kararlarının varlığı halinde tüm piyasa katılımcılarının PYS’ye erişimini VEP Usul ve Esaslarında belirtilen şartlar çerçevesinde tamamen ya da kısmen askıya alabilir.
(3) Birinci ve/veya ikinci fıkralar kapsamında PYS’ye erişimin VEP Usul ve Esasları ya da ilgili sözleşme şartları çerçevesinde askıya alınmasından sonra, askıya alınmaya neden olan koşulların ortadan kalkması durumunda takip edilecek süreç VEP Usul ve Esaslarında belirlenir.
Vadeli elektrik piyasası arıza ve bakım süreçleri
MADDE 43- (1) Piyasa İşletmecisinin piyasa faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini engelleyecek nitelikte problemler oluşması, PYS’de bakım yapılması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza ve bakım süreçleri uygulanır.
(2) Piyasa İşletmecisi; PYS’nin arızalanması, PYS’de bakım yapılması veya bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan sürede tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler veya ilgili kontratları askıya alır. PYS arıza süreçlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur. PYS bakım zamanlarının başlama ve sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Her bir piyasa katılımcısı, PYS arıza veya bakım süreçlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişi belirler ve bu kişinin iletişim bilgilerini Piyasa İşletmecisine bildirir.
(4) Piyasa İşletmecisi, PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza ve bakımları sebebiyle ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Vadeli elektrik piyasasında temerrüt yönetimi esasları
MADDE 44- (1) Vadeli elektrik piyasasında; teminata, temerrüt garanti hesabı katkı payına ve fatura ödemeye ilişkin yükümlülüklerini zamanında yerine getirmeyen piyasa katılımcıları temerrüde düşmüş sayılır.
(2) Temerrüde düşen piyasa katılımcılarının sahip oldukları pozisyonlar, Piyasa İşletmecisi tarafından VEP Usul ve Esaslarında belirtilen yöntemler kullanılarak kapatılır.
(3) Piyasa İşletmecisi, VEP Usul ve Esaslarında düzenlenen hususlar çerçevesinde, temerrüde düşen piyasa katılımcısına ait pozisyonların kapatılmasına, pozisyonların devri amacıyla ihale düzenlenmesine, pozisyonların temerrüde düşmemiş piyasa katılımcılarına zorunlu olarak dağıtımına veya pozisyonların resen sonlandırılmasına yetkilidir.
(4) Piyasa İşletmecisi, temerrüt yönetimi kapsamında temerrüde düşen piyasa katılımcıları adına merkezi karşı taraf sıfatıyla; vadeli elektrik piyasasında, gün öncesi piyasasında ve gün içi piyasasında işlem yapmaya yetkilidir.
(5) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak ilgili mevzuat uyarınca hesaplanan teminatları sunmayan ve/veya temerrüt durumuna düşen piyasa katılımcılarının söz konusu piyasalarda piyasa faaliyetlerinde bulunması bu Yönetmelik ile VEP Usul ve Esaslarında düzenlenen çerçevede kısmen veya tamamen engellenebilir.
Vadeli elektrik piyasasında piyasa yapıcılığı
MADDE 45- (1) Piyasa İşletmecisi tarafından VEP Usul ve Esaslarında belirlenen kurallar çerçevesinde faaliyette bulunmak, piyasanın işlem hacmini ve etkinliğini artırmak üzere piyasa yapıcılar görevlendirilebilir.
Vadeli elektrik piyasasında özel işlem bildirimi
MADDE 46- (1) Vadeli elektrik piyasasında, piyasa katılımcıları VEP Usul ve Esaslarında belirtilen kriterleri sağlayan tekliflerini, teklif defterine kaydetmeden işleme dönüştürmek amacıyla Piyasa İşletmecisine bildirebilirler.
(2) Özel işlem bildirimine ilişkin onay koşulları, teminat ve pozisyon limiti kontrolleri ile diğer kurallara ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış ve sistem alış talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar
MADDE 47
Gün öncesi planlama kapsamındaki bildirimler
MADDE 48
İKİNCİ BÖLÜM
Gün Öncesi Piyasası
Gün öncesi piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 49 – (1) Gün öncesi piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;
a) Gün öncesi piyasası işlemleri günlük olarak, saatlik bazda gerçekleştirilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,
b) Gün öncesi piyasasında gerçekleşen işlemler ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık gelir,
c) Gün öncesi piyasasında kabul edilen alış-satış teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,
ç) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlemde Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır,
d) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
e) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında veya ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktasında teslim edilmesi suretiyle tamamlanır.
Gün öncesi piyasası süreci
MADDE 50 – (1) Gün öncesi piyasası günlük olarak yürütülür ve aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Birden fazla teklif bölgesinin bulunması durumunda, Piyasa İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenmiş olan bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerlerini piyasa katılımcılarına bildirir.
b) Her gün saat 11:30’a kadar, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasası tekliflerini PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilirler. Bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından 12:00’a kadar 57 nci madde hükümleri doğrultusunda değerlendirilerek teklif teyit ya da reddedilir.
c) Her gün saat 12:00-13:00 arasında Piyasa İşletmecisi, bir sonraki güne ait her bir saat ve her bir teklif bölgesi için, nihai piyasa takas fiyatını hesaplar,
ç) Her gün saat 13:00’da; Piyasa İşletmecisi, her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasında gerçekleştirdiği alış-satış miktarlarını içeren ticari işlem onayını gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına PYS aracılığı ile bildirir,
d) Her gün saat 13:00-13:30 arasında; gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen ticari işlem onaylarını kontrol ederek, gerekli olduğu durumlarda ticari işlem onaylarına ilişkin itirazlarını Piyasa İşletmecisine bildirirler.
e) Her gün saat 13:30-14:00 arasında; Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek, ilgili piyasa katılımcılarına itirazlarının sonucunu bildirir.
Teklif bölgelerinin belirlenmesi ve duyurulması
MADDE 51 – (1) Sistem İşletmecisi, düzenli olarak, iletim sistemindeki uzun vadeli, büyük çaplı ve süreklilik arz eden olası kısıtları belirlemek üzere gerekli analiz ve çalışmaları gerçekleştirir. Bu analiz çerçevesinde, Sistem İşletmecisi, ulusal elektrik sistemini teklif bölgesi olarak adlandırılan alanlara ayırır.
(2) Sistem İşletmecisinin teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikleri, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslarda belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine bildirmesi esastır. Teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikler Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Teklif bölgelerine dair uygulamanın yürürlüğe konulması ile birlikte söz konusu uygulama sonucundan etkilenecek vadeli elektrik piyasası kontratları ve bu kontratlardaki pozisyonlara ilişkin hususlar piyasa katılımcılarına duyurulur.
Ticaret sınırlarının belirlenmesi ve duyurulması
MADDE 52 – (1) Sistem İşletmecisi ilgili mevzuat uyarınca her gün teklif bölgeleri arasındaki ticaret sınırlarını belirler. Ticaret sınırları dahilindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesini belirler ve Piyasa İşletmecisine bildirir. Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerleri Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
Gün öncesi piyasası teklifleri
MADDE 53 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi piyasası kapsamında saatlik ve/veya blok ve/veya esnek teklifler sunabilirler. Herhangi bir saat için gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin ilgili piyasa katılımcısı tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır.
(2) Gün öncesi piyasası teklifleri farklı saatler için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Bildirilen tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir. Bildirilen tüm teklif miktarları 0,1 MWh’e eşdeğer olan lotlar ve katları cinsinden ifade edilir.
(3) Gün öncesi piyasasında verilen teklifler asgari olarak aşağıdaki bilgileri içerir:
a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,
b) Teklifin geçerli olduğu gün,
c) Teklif zaman aralığı,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) Teklif tipi,
e) Fiyat ve miktar bilgisi,
f) Esnek teklifler için teklif süresi.
(4) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin yapısı ve hangi bilgileri içermesi gerektiği Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa Yönetim Sistemi (PYS) aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.
(5) Gün öncesi piyasası teklifleri, sadece, ilgili piyasa katılımcısının üretim ya da tüketim yaptığı ya da uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin bulunduğu teklif bölgeleri için verilebilir.
(6) Gün öncesi piyasasına teklifler “Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar” ile “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca verilir.
Gün öncesi piyasasında fark tutarı
MADDE 53/A – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında yuvarlama, blok ve esnek teklifler sebebiyle oluşan günlük sistem alış tutarı ve sistem satış tutarı arasındaki farkın finanse edilmesi amacıyla, gün öncesi piyasası katılımcılarından fark tutarı alınır.
(2) Fark Tutarı Yöntemi, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanır ve internet sitesinde yayımlanır. Piyasa İşletmecisi, Kurum tarafından Yöntemde gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendine tanınan süre içerisinde tamamlar.
Saatlik alış-satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 54
Blok alış satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 55
Esnek satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 56
Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirilmesi ve teyit edilmesi
MADDE 57 – (1) Herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası tekliflerinin bildiriminin yapılabileceği, ilgili günün 5 gün öncesinden başlayarak, bir önceki gün saat 11:30’a kadar süren zaman dilimine teklif bildirim süresi adı verilir. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası teklifleri, teklif bildirim süresi içinde, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(2) Tekliflerin, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından belirtilen teklif bildirim süresi içerisinde, 66 ncı madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(3) Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirimi, tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması ile gerçekleştirilir. Tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması asgari olarak teklife bir kayıt numarası verilmesi ve teklifin PYS’ye giriliş zamanının saat, dakika, saniye olarak kaydedilmesi suretiyle gerçekleştirilir. PYS’ye kaydı tamamlanan gün öncesi piyasası teklifleri, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, sadece kendi teklifleri ile sınırlı olmak üzere, PYS aracılığıyla görüntülenebilir.
(4) PYS aracılığıyla bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ya da Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen; her bir piyasa katılımcısı tarafından gün öncesi piyasasına teklif edilebilecek toplam alış ya da satış miktarı sınırlarının aşılıp aşılmadığının tespit edilmesi amacıyla kontrol edilir. Belirtilen kriterleri sağlayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından teyit edilirler. Teyit edilen gün öncesi piyasası teklifleri geçerlilik kazanır. Belirtilen kriterleri sağlamayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından gerekçesi belirtilerek reddedilir ve gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında dikkate alınmaz. Bu şekilde Piyasa İşletmecisi tarafından reddedilen bir gün öncesi piyasası teklifi ilgili piyasa katılımcısı tarafından teklif bildirim süresi içerisinde, belirtilen kriterleri sağlayacak şekilde düzeltilerek yeniden bildirilebilir.
(5) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısı tarafından bildirimi yapılmış ya da teyit edilerek geçerlilik kazanmış olan bir gün öncesi piyasası teklifi, ilgili piyasa katılımcısı tarafından, teklif bildirim süresi dahilinde yeni bir teklif ile değiştirilebilir. Değişiklik yapılan her bir teklifin bu maddenin dördüncü fıkrasında belirtilen kriterler doğrultusunda kontrol edilerek yeniden teyit edilmesi esastır. Teyit edilmiş olan herhangi bir gün öncesi piyasası teklifi, teyit edilmiş olan yeni bir teklif ile değiştirilmediği sürece geçerliliğini sürdürür. Bir gün öncesi piyasası teklifinde yapılan her bir değişikliğe ilişkin kayıtlar PYS’de saklanır.
(6) Piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi piyasasına bildirilebilecek azami alış ve satış miktarları Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanan Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem uyarınca hesaplanır. Piyasa katılımcısının bu miktarları aşan teklif sunması durumunda, söz konusu Yöntem uyarınca piyasa katılımcısına ait tüm teklifler PYS aracılığıyla iptal edilir.
Karşılığı olmayan piyasa işlemleri
MADDE 57/A - (1) Piyasa İşletmecisi tarafından karşılığı olmayan piyasa işlemi yaptığı tespit edilen piyasa katılımcıları hakkında uygulanacak avans alacağının bloke edilmesine ve diğer işlemlere ilişkin hususlar Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntemde düzenlenir.
(2) Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanır ve internet sitesinde yayımlanır. Piyasa İşletmecisi, Kurum tarafından anılan Yöntemde gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendisine tanınan süre içerisinde tamamlar.”
Gün öncesi piyasasında fiyat belirleme süreci
MADDE 58 – (1) Gün öncesi piyasasında gün öncesi fiyatlarının belirlenmesi süreci günlük olarak, her gün saat 12:00-13:00 arasında, ilgili günün her bir saati için yürütülür ve aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) Tüm teklif bölgeleri için sunulmuş olan gün öncesi piyasası teklifleri dikkate alınarak, bölgeler arasındaki iletim kısıtları dikkate alınmaksızın, ilgili günün her bir saati için tek bir KPTF hesaplanır.
b) Her bir teklif bölgesi için KPTF seviyesinde gerçekleşen alış-satış miktarları ve birbiri arasında iletim kısıtı olan hatlarla bağlı her iki teklif bölgesi için bölgeler arası öngörülen enerji akış miktarları tespit edilir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşit olduğu durumda ilgili teklif bölgeleri için KPTF, NPTF olarak belirlenir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesini aştığının tespit edilmesi durumunda, bölgeler arası iletim kısıtlarını giderecek şekilde her bir teklif bölgesi ve her bir saat için ayrı NPTF’ler belirlenir.
c) Belirlenen NPTF seviyesinde her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası kapsamında gerçekleştirdiği alış ya da satış miktarı belirlenerek piyasa katılımcılarına ticari işlem onayıyla bildirilir.
Gün öncesi piyasasında eşleştirme ve KPTF’nin belirlenmesi
MADDE 59 – (1) Tüm teklif bölgeleri için, Kurul tarafından onaylanan Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar çerçevesinde KPTF ve eşleşme miktarları belirlenir.
Gün öncesi piyasasında kısıt giderme süreci ve NPTF’lerin belirlenmesi
MADDE 60 – (1) KPTF’lerin belirlenmesinin ardından Piyasa İşletmecisi her bir teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarlarını hesaplar. Alış ve satış miktarları, ilgili teklif bölgesi için verilen saatlik alış-satış tekliflerinde fiyatları KPTF’ye eşit fiyat-miktar ikililerindeki miktarlar ve kabul edilen blok ve esnek teklif miktarları dikkate alınarak hesaplanır.
(2) İlgili teklif bölgesi için KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki fark, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşitse ilgili teklif bölgesi için NPTF, KPTF’ye eşit olarak belirlenir.
(3) Birden fazla teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki farkın, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden büyük olması durumunda, iletim kısıtları gözetilerek NPTF’ler belirlenir.
(4) Azami fiyat seviyesinde sunulan talepten daha az arz olduğu durumlarda, Piyasa İşletmecisi, azami fiyat limitlerinin artırılarak gün öncesi piyasası tekliflerinin yeniden toplanması ve piyasa işlemlerinin yenilenmesi ya da bu kesişim elde edilene kadar, saatlik alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yollarından birini ya da her ikisini birden uygulayabilir. Asgari fiyat seviyesinde sunulan arzdan daha az talep olduğu durumlarda, Piyasa İşletmecisi asgari fiyat limitlerinin azaltılarak gün öncesi tekliflerinin yeniden toplanması ya da bu kesişim elde edilene kadar, saatlik satış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yollarından birini ya da her ikisini uygulayabilir. Gün öncesi piyasası işlemlerinin yenilenmesi durumunda, işlemlerin gerçekleştirileceği zaman planı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur. Kesişim elde edilene kadar, alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yoluna gidilmesi durumunda, azaltılan talep miktarı Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen miktara ilişkin takip eden gün uygulanacak kesinti programı Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir ve uygulanır.”
(5) Gün ışığından daha fazla yararlanılması amacıyla ileri saat uygulamasının yapıldığı günlerde, gün öncesi piyasası teklifleri 23 veya 25 saat için toplanır ve NPTF bu teklifler dikkate alınarak belirlenir.
Blok tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 61
Esnek satış tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 62
Ticari işlem onayı
MADDE 63 – (1) Piyasa İşletmecisi, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, onaylanmış alış-satış miktarlarını içerir ticari işlem onayı ile ilgili piyasa katılımcısına, kendisi için hesaplanan alış-satış miktarlarını bildirir.
(2) Ticari işlem onayı ilgili piyasa katılımcılarına saat 13:00’a kadar Piyasa İşletmecisi tarafından iletilir. Ticari işlem onayı en az şu bilgileri içerir:
a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,
b) Teklif geçerlilik tarihi,
c) Teklifin kabul edildiği zaman dilimi,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) İlgili piyasa katılımcısı tarafından alınıp satılan miktarlar,
e) Onaylanmış alış-satış fiyatı.
(3) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, bu bildirimlerin içeriğinde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için saat 13:30’a kadar süre tanınır. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazın haklı olması durumunda, Piyasa İşletmecisi alış-satış miktarlarını düzelterek, düzeltilmiş ticari işlem onayını saat 14:00’e kadar ilgili piyasa katılımcısına göndermekle yükümlüdür. 65 inci maddede belirlenen PYS arıza prosedürleri uyarınca ticari işlem onayının iletilmesinin gecikmesi durumunda, piyasa katılımcılarına, ticari işlem onayının Piyasa İşletmecisi tarafından gönderildiği zamandan başlamak üzere, 30 dakikalık itiraz süresi tanınır. Piyasa İşletmecisi, bu itirazın haklı olması durumunda, düzeltilmiş ticari işlem onayını 30 dakika içerisinde ilgili katılımcıya göndermekle yükümlüdür.
(4) Yapılan itiraz Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmadığı sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan ilgili piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanırlar.
(5) Ticari işlem onaylarının gecikmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, gerekli görmesi halinde, piyasa katılımcılarına duyurmak şartıyla, ticari işlem onayları ve itirazlar için farklı kurallar belirleyebilir.
Gün öncesi piyasası sonuçlarının sistem işletmecisine bildirilmesi
MADDE 64 – (1) Ticari işlem onayından sonra, Piyasa İşletmecisi, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen zaman çizelgesi dahilinde, ticari işlem onayları tamamlanmış gün öncesi piyasası sonuçlarını, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Sistem İşletmecisine PYS aracılığı ile sunar.
Gün öncesi piyasası kapsamında PYS arıza prosedürleri
MADDE 65 – (1) Piyasa İşletmecisinin gün öncesi piyasası faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım ya da diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini önleyecek nitelikte problemler oluşması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza prosedürleri uygulanır.
(2) PYS’nin beklenmedik şekilde arızalanması durumunda, Piyasa İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 66 ncı maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisinin PYS’nın arızalanması ve ilgili günün başlamasından önce gün öncesi piyasası işlemlerini tamamlayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait ticari işlem onaylarında yer alan değerler, arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Piyasa İşletmecisi ve gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.
(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Gün öncesi piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 66 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında,
a) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen teklif bölgelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
b) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen, gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
c) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi piyasası tekliflerinin Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,
ç) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından bildirilmiş olan gün öncesi piyasası tekliflerinin teyit ya da reddine ilişkin bilginin ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
d) teklif bölgeleri için belirlenmiş gün öncesi fiyatlarının piyasa katılımcılarına duyurulması,
e) Piyasa İşletmecisi tarafından ticari işlem onaylarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
f) ticari işlem onaylarına gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından yapılan itirazların Piyasa İşletmecisine ve sonuçlarının Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
g) gün öncesi piyasası sonuçlarına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
ğ) yukarıda belirtilenler dışında Piyasa ve Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,
h) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler Piyasa İşletmecisinin belirleyeceği ve piyasa katılımcılarına duyuracağı yöntem ile gerçekleştirilir. Belirlenen yöntem ile yapılan bildirimler Piyasa İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Gün İçi Piyasası
Gün içi piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 66/A – (1) Gün içi piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gün içi piyasası işlemleri saatlik bazda gerçekleştirilir. Gün içi piyasası günü 00:00’da başlayıp ertesi gün 00:00’da sona erer,
b) Gün içi piyasasında eşleşen teklifler piyasa katılımcısı için ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli fiziksel elektrik arzı veya talebi yükümlülüğü doğurur,
c) Gün içi piyasasında dikkate alınan her bir teklifte Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır,
ç) Gün içi piyasasına kontrat bazlı sunulan her bir teklif, belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
d) Gün içi piyasasındaki işlemler gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar herhangi bir anda gerçekleşebilir,
e) Gün içi piyasasında eşleşmeler, tekliflerin teklif defterinde yer aldıktan hemen sonra eşleşebileceği ve ticari işlemin gerçekleşebileceği sürekli ticaret yöntemi ile gerçekleşir.
f) Gün içi piyasası kapı kapanış zamanı fiziksel teslimatın iki saat öncesidir. Piyasa İşletmecisi, en az bir ay öncesinden piyasa katılımcılarına ve Kuruma bildirmek koşuluyla gün içi piyasası kapı kapanış zamanını değiştirebilir.
Gün içi piyasası süreci
MADDE 66/B – (1) Gün içi piyasası sürekli olarak işletilir ve süreç aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Birden fazla teklif bölgesinin bulunması durumunda, gün öncesi piyasasında kullanılmamış ve gün içi piyasasında kullanılabilecek teklif bölgeleri arası iletim kapasitesi sistemde değerlendirilir.
b) Gün içi piyasası katılımcıları, bir sonraki gün için gün içi piyasası tekliflerini her gün saat 18:00’dan başlayarak gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
c) Gün içi piyasası teklifleri, eşleşmediği sürece ilgili piyasa katılımcısı tarafından ilgili kontratın geçerlik süresi dolana kadar güncellenebilir, iptal edilebilir veya askıya alınabilir. PYS, zaman bilgisini dikkate alarak teklife ilişkin yapılan son güncellemeyi esas alır.
ç) İlgili kontrat için sunulan satış teklifleri artan fiyata, alış teklifleri azalan fiyata göre PYS tarafından sıralanır. Aynı tipte ve aynı fiyata sahip tekliflerin olması durumunda, teklifler önce sunulma durumuna göre sıralanır.
d) Piyasa katılımcıları; teklif defterinde, alış veya satış yönünde, bir kontrata ilişkin en iyi fiyatlı tekliflerin toplam miktarını görebilir. Ayrıca aynı ekranda diğer tüm teklifler katılımcıları tarafından görülebilir.
e) Gün içi piyasası katılımcıları, tekliflerin eşleşmesini takiben kendilerine bildirilen ticari işlem onaylarını kontrol ederek 66/H maddesi uyarınca itirazlarını Piyasa İşletmecisine bildirir.
Gün içi piyasası teklifleri
MADDE 66/C – (1) Gün içi piyasasına saatlik veya blok kontratlar için teklif sunulabilir. Saatlik kontratlar için sunulan teklifler bölünebilir, blok kontratlar için sunulan teklifler ise bölünemez.
(2) Piyasa İşletmecisi, gün içi piyasası için yeni teklif tipleri tanımlayabilir.
(3) Gün içi piyasası teklifleri farklı kontratlar için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Tekliflerde fiyatlar için virgülden sonra iki haneli TL/MWh, miktarlar için kontrat adeti kullanılır. Daha iyi fiyat, satış tekliflerinde daha düşük fiyatı, alış tekliflerinde ise daha yüksek fiyatı ifade eder.
(4) Kontratlara verilen teklifler en az aşağıdaki bilgileri içerir:
a) Piyasa katılımcısının adı ve gün içi piyasasına katılım kodu,
b) Teklifin geçerli olduğu gün,
c) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimini tanımlayan kontrat,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) Teklif tipi,
e) Teklifin yönü (alış veya satış),
f) Fiyat ve miktar bilgisi,
g) Teklifin geçerlik süresi,
ğ) Piyasa İşletmecisi tarafından istenecek ve PYS aracılığı ile piyasa katılımcılarına duyurulacak diğer bilgiler.
(5) Katılımcılar, teklife ilişkin olarak bitiş zamanı belirleyebilir, tamamını eşle veya yok et seçeneğini ya da olanı eşle ve yok et seçeneğini kullanabilir. Tamamını eşle veya yok et seçeneğinin kullanılması durumunda teklif, teklif defterinde yer almadan, sunulduğu anda tamamen eşleşir veya yok edilir. Olanı eşle ve yok et seçeneğinin kullanılması durumunda teklif, teklif defterinde yer almadan, sunulduğu anda uygun olan mevcut tekliflerle eşleşir ve yok edilir. Katılımcıların, teklife ilişkin olarak bitiş zamanı belirlememesi, tamamını eşle veya yok et seçeneğini ya da olanı eşle ve yok et seçeneğini kullanmaması durumunda, teklifler ilgili kontratın kapı kapanış zamanına kadar geçerli olur.
(6) Gün içi piyasası teklifleri için fiyat alt limiti 0 TL/MWh’tir.
Saatlik tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 66/Ç– (1) Gün içi piyasası katılımcıları, geçerli olan saatlik kontratlar için tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Saatlik teklifler tamamen veya kısmen eşleşebilir.
(3) Saatlik alış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktarı aşmayacak miktardaki elektrik enerjisini satın almak için teklif ettiği maksimum fiyattır.
(4) Saatlik satış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktarı aşmayacak miktardaki elektrik enerjisini satmak için teklif ettiği minimum fiyattır.
Blok tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 66/D – (1) Gün içi piyasası katılımcıları, bir saati veya birden fazla ardışık saati kapsayan geçerli blok kontratlar için tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Blok alış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktardaki elektrik enerjisini satın almak için teklif ettiği maksimum fiyattır.
(3) Blok satış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktardaki elektrik enerjisini satmak için teklif ettiği minimum fiyattır.
(4) Gün içi piyasası katılımcıları, bir günün aynı veya farklı zaman dilimlerini kapsayan birden fazla blok kontrat için teklif verebilir, PYS aracılığıyla en az bir saatlik zaman dilimini kapsayacak şekilde kendi blok kontratlarını tanımlayabilir.
(5) Bir blok kontrata sunulan teklif kapsadığı zaman dilimi için ya tamamen eşleşir ya da hiç eşleşmez.
Gün içi piyasası tekliflerinin bildirilmesi
MADDE 66/E – (1) Gün içi piyasası katılımcıları, herhangi bir güne ilişkin tekliflerini, bir önceki gün saat 18:00’da başlayarak ilgili kontratın geçerlik süresi sona erene kadar PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Gün içi piyasası tekliflerinin bildirimi, tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması ile gerçekleştirilir. Tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması asgari olarak teklife bir kayıt numarası verilmesi ve teklifin PYS’ye giriliş zamanının saat, dakika, saniye olarak kaydedilmesi suretiyle gerçekleştirilir. PYS’ye kaydı tamamlanan gün içi piyasası teklifleri, gün içi piyasası katılımcıları tarafından PYS aracılığıyla görülebilir.
(3) PYS’ye kaydı tamamlanan bir gün içi piyasası teklifi; eşleşmediği, yeni bir teklifle değiştirilmediği, iptal edilmediği veya askıya alınmadığı takdirde ilgili kontratın geçerli olduğu süre boyunca aktiftir.
Gün içi piyasasında tekliflerin eşleşmesi ve ticari işlem onayı
MADDE 66/F – (1) Piyasa katılımcılarının tüm teklif bölgeleri için gün içi piyasasına sundukları tekliflerin aktif olarak kaydedilmesini takiben ilgili teklif bölgesinde;
a) Aynı saatlik kontrat için eşit veya daha iyi fiyata sahip saatlik karşı tekliflerin olması durumunda:
1) Karşı teklif eşit miktarda ise tamamen eşleşme,
2) Karşı teklif eşit miktarlı değil ise eşleşme miktarı en düşük miktarlı teklifin miktarına eşit olacak şekilde kısmen eşleşme,
b) Aynı blok kontrat için eşit miktarlı ve eşit veya daha iyi fiyata sahip karşı tekliflerin olması durumunda tamamen eşleşme
gerçekleştirilir. Gerçekleşen işlemin fiyatı, teklif defterine önce girilen teklifin fiyatıdır.
(2) Saatlik kontratlar ile blok kontratlar ayrı teklif defterlerinde tutulur ve blok kontratlara sunulan teklifler, saatlik kontratlara sunulan tekliflerle eşleşmez.
(3) Eşleşen teklifler en iyi fiyatlı teklif sırasından çıkarılır ve Piyasa İşletmecisi, ilgili piyasa katılımcılarına ticari işlem onaylarını PYS üzerinden bildirir. Kısmen eşleşme olması durumunda, eşleşmemiş kalan miktar, teklif geçerli olduğu sürece teklif defterindeki yerini korur ve sonrasında eşleşme imkanı bulabilir.
(4) Piyasa katılımcıları, ticari işlem onayının gerçekleşmesinden sonra PYS üzerinden eşleşme işlemlerini eşleşmenin karşı taraflarına ilişkin bilgi olmaksızın görebilir. Ticari işlem onayı en az şu bilgileri içerir:
a) Teklifin geçerli olduğu gün,
b) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,
c) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
ç) Piyasa katılımcısı tarafından alınıp satılan miktarlar,
d) Fiyat.
Gün içi piyasası kapsamında PYS arıza ve bakım prosedürleri
MADDE 66/G – (1) Piyasa İşletmecisinin piyasa faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini engelleyecek nitelikte problemler oluşması, PYS’de bakım yapılması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza ve bakım prosedürleri uygulanır.
(2) Piyasa İşletmecisi; PYS’nin arızalanması, PYS’de bakım yapılması veya bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan sürede tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler veya ilgili kontratları askıya alır. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün içi piyasası katılımcılarına duyurulur. PYS bakım zamanları başlama ve sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün içi piyasası katılımcılarına duyurulur.
(3) Piyasa İşletmecisi ve her bir gün içi piyasası katılımcısı, PYS arıza veya bakım prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişi belirler ve bu kişinin iletişim bilgilerini birbirine sağlar.
(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Gün içi piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 66/Ğ – (1) Gün içi piyasası kapsamında;
a) Gün içi piyasası katılımcıları tarafından tekliflerin Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,
b) Piyasa İşletmecisi tarafından ticari işlem onaylarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
c) Ticari işlem onaylarına gün içi piyasası katılımcıları tarafından yapılan itirazların Piyasa İşletmecisine ve sonuçlarının Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
ç) Gün içi piyasası sonuçlarına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
d) Gün içi piyasası sonuçlarına ilişkin olarak piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
e) Yukarıda belirtilenler dahil ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişebilmek için gerekli önlemleri alır.
Gün içi piyasasında itiraz süreci
MADDE 66/H – (1) Gün içi piyasası katılımcılarına, ticari işlem onaylarına ilişkin bildirimlerde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için bildirimden sonra 15 dakika süre tanınır. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazın haklı olması durumunda, Piyasa İşletmecisi alış satış miktarlarını düzelterek, düzeltilmiş ticari işlem onayını itiraz yapıldıktan sonraki 20 dakika içerisinde ilgili piyasa katılımcılarına gönderir.
(2) 66/G maddesinde belirlenen PYS arıza prosedürleri uyarınca itiraz imkanı bulamayan piyasa katılımcılarına, arızanın giderilmesinden sonra başlamak üzere Piyasa İşletmecisi tarafından 15 dakikalık itiraz süresi tanınır. Piyasa İşletmecisi, bu itirazın haklı olması durumunda, düzeltilmiş ticari işlem onayını 30 dakika içerisinde ilgili katılımcıya gönderir.
(3) Yapılan itiraz, Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmadığı sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanır.
(4) Bir kontrata ilişkin birden çok sayıda itiraz olması durumunda, Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek gerek görürse ilgili kontratı askıya alır ve piyasa katılımcılarına gerekli duyuruyu yapar.
(5) Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmayan itiraz başına 200 TL ücret, katılımcının gün içi piyasası işletim ücretine ilave edilir. İtirazlar neticesinde toplanan ücret, gün içi piyasası işletim ücreti değişken payından düşülür.
BEŞİNCİ KISIM
Dengeleme Güç Piyasasına İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Güç Piyasası
Dengeleme güç piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 67 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;
a) Dengeleme güç piyasası teklifleri günlük olarak, saatlik bazda verilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,
b) Dengeleme güç piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir dengeleme birimi, belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
c) Dengeleme güç piyasasına sunulan tekliflerde, sunulan teklifin yapısı ile uyumlu olacak şekilde, ilgili dengeleme birimine ait teknik olarak gerçekleştirebilecek tüm kapasitenin teklif edilmesi esastır. Dengeleme güç piyasasına teklif verme aşamasından önce Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamındaki primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü rezerv miktarlarına karşılık gelen kapasite bu kapasitenin haricindedir. Hidrolik üretim tesisleri teklif edebilecekleri kapasiteyi belirlerken su kullanımı ve rezerv yönetimine ilişkin kısıtları dikkate alabilirler,
ç) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatların başlangıç ve bitiş zamanları arasında sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık geldiği varsayılır,
d) Dengeleme güç piyasasında kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,
e) Dengeleme güç piyasası talimatları Dengeleme Güç Piyasasının kapsamında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının ve yük alma yük atma teklif bildiriminin sona ermesinden itibaren ilgili günün sonuna kadar herhangi bir anda verilebilir,
f) Dengeleme güç piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, ilgili talimat süresince, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında teslim edilmesi suretiyle gerçekleştirilir.
Sistem İşletmecisi tarafından talep tahmininin bildirilmesi
MADDE 67/A- (1) Sistem İşletmecisi tarafından, her gün saat 11:30’a kadar, bir sonraki güne ait talep tahmini, PYS aracılığıyla yayımlanır.
(2) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmini; duyurunun yapıldığı günü takip eden gün saat 00:00’dan başlayarak, saat 24:00’a kadar olan dönemdeki her bir uzlaştırma dönemi içerisinde, sistemdeki tüm üretim tesisleri tarafından karşılanacak toplam talep (MWh) bilgisini içerir.
(3) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmininin, var olan imkanlar dahilinde en güncel verilere dayanılarak hazırlanmış olması esastır.
Dengeleme güç piyasası süreci
MADDE 68 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin süreç, her gün saat 14:00 gün öncesi piyasasının tamamlanması ile başlar ve aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde günlük olarak yürütülür;
a) Her gün saat 16:00’a kadar, dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısı, kendi adına kayıtlı üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma, yük atma tekliflerini PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirir.
b) Her gün saat 17:00’a kadar, Sistem İşletmecisi yapılan kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı bildirimlerini ve yük alma, yük atma tekliflerini kontrol ederek bildirimlerde maddi hata olup olmadığını tespit eder. Sistem İşletmecisi hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçerek saat 17:00’a kadar gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.
c) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi ve her bir saat için fiyat sırasına dizilir.
ç) Her gün saat 17:00’den itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin talimatlar ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Talimatların sona ermesi ile ilgili bildirimler ilgili piyasa katılımcılarına yapılır.
d) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan talimatlar, dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 kodu ile etiketlenir. Piyasa İşletmecisi, PYS aracılığıyla Sistem Marjinal Fiyatı ile yük alma ve yük atma talimatlarının belirlenmesinde; Kurum tarafından Başkan oluru ile yayımlanan Dengeleme Güç Piyasası Kapsamında Etiket Değerlerinin Belirlenmesi ve Sistem Marjinal Fiyatının Hesaplanması Prosedürünü esas alır.
e) Her bir saate ilişkin dengeleme güç piyasasında belirlenen sistem marjinal fiyatları, Sistem İşletmecisi tarafından ilgili saati takip eden dört saat içinde belirlenerek piyasa katılımcılarına duyurulur.
Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarının bildirilmesi
MADDE 69 – (1) Her bir piyasa katılımcısının, denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası sonucuna bağlı olarak bir sonraki gün için saatlik olarak gerçekleştirmesi öngörülen üretim ya da tüketim değerlerine ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve emre amade kapasiteleri her gün saat 16:00’a kadar Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen KGÜP’ler en geç gün içi piyasasının kapı kapanış zamanını takip eden yarım saat sonrasına kadar ilgili piyasa katılımcısı tarafından güncellenebilir. Dengeleme biriminin sisteme bağlantısının kısıt kayıtlı bağlantı niteliği taşıması halinde emre amade kapasite, sistem işletmecisi tarafından belirlenen teknik olarak gerçekleştirilebilecek azami kapasite ile sınırlandırılır. PYS’ye erişimi olmayan piyasa katılımcıları emre amade kapasiteleri ve Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını saat 15:00’a kadar üretim tesisinin bağlı olduğu BYTM’ye bildirir. Bu durumda, BYTM’ler kendilerine bildirilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini PYS’ye girerler. BYTM’ler kendi bölgeleri içindeki üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini her gün saat 16:00’a kadar PYS’ye girilmesini takip etmek ve piyasa katılımcısının PYS’ye girişini zamanında tamamlamasını sağlamakla sorumludurlar.
(2) Üretim tesisi niteliğinde olan tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini bildirmekle yükümlüdür. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı piyasa katılımcısı adına kayıtlı, üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içerir. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için, dengeleme birimi bazında ayrı ayrı bildirilir.
(3) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme biriminin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının birbirini takip eden 2 saat için farkının 200 MWh ve üzerinde olması durumunda, ikinci saate ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı, Sistem İşletmecisine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında detaylandırılmış olarak verilir. Bu durumdaki dengeleme birimleri için bir saatlik kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı yerine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı verilir.
(4) Maddi hatalara karşı Sistem İşletmecisi tarafından kontrol edilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve yük alma, yük atma teklifleri 17:00’a kadar teyit edilir.
(5) Piyasa katılımcılarının ilgili üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini, Sistem İşletmecisi tarafından herhangi bir talimat verilmediği sürece, KGÜP’lerinde belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun olarak gerçekleştirip gerçekleştirmedikleri, dengeleme birimi olan üretim tesisleri için MYTM veya ilgili BYTM’ler, diğer üretim tesisleri için ilgili BYTM’ler tarafından takip edilir.
(6) Sistem İşletmecisi, sistem işletiminin güvenliği açısından gerekli görmesi halinde, üretim ya da tüketimlerini, KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun gerçekleştirmediği tespit edilen piyasa katılımcılarını, tespitlerin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanmak üzere Kuruma bildirebilir.
(7)
Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma ve yük atma tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 70 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında, bir gün sonrası için geçerli olmak üzere azami yük alma ve yük atma hızları dikkate alınarak 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin saatlik yük alma ve yük atma tekliflerini, teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, her bir teklif bölgesi ve ilgili günün her saati için, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirirler. İlgili teklif miktarlarının Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamındaki sağlanması zorunlu olan primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü rezerv miktarlarına karşılık gelen kapasite hariç tutularak bildirilmesi esastır.
(2) Saatlik yük alma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim artış ya da tüketim azalmasının MW cinsinden miktarını ve bu artış için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(3) Saatlik yük atma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim azalması ya da tüketim artışının MW cinsinden miktarını ve bu üretim azalması ya da tüketim artışı için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(4) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcıları yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak üzere 15 miktar seviyesinde yük alma ve yük atma teklifi bildirebilirler. Hidroelektrik santraller hariç olmak üzere, saatlik yük alma ve yük atma teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak ve tüm miktar seviyeleri için en yüksek ve en düşük teklif fiyatları arasındaki fark, yük alma yönünde en düşük teklif fiyatının yük atma yönünde ise en yüksek teklif fiyatının Kurul tarafından belirlenecek oranını aşmamak kaydı ile piyasa katılımcısı tarafından bildirilir. Hidroelektrik santraller her bir miktar seviyesi için yukarıdaki koşuldan bağımsız teklif fiyatı bildirebilirler. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif fiyatlarının aşağıdaki şartları taşıması esastır;
a) Dengeleme güç piyasasına sunulacak tüm teklif fiyatlarına ilişkin asgari ve azami fiyat limitleri, Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur. Tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir.
b) Tüm yük alma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan nihai piyasa takas fiyatından büyük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.
c) Tüm yük atma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan nihai piyasa takas fiyatından küçük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.
ç) Tüm yük alma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı, bir önceki teklif seviyesinin fiyatından yüksek ya da eşit olacak şekilde bildirilir.
d) Tüm yük atma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından düşük ya da eşit olacak şekilde bildirilir.
e) Gün ışığından daha fazla yararlanılmasını sağlamak amacıyla saatlerin ileri alınması durumunda, ilgili saat için nihai piyasa takas fiyatı 0 TL/MWh olarak dikkate alınır.
f) Gün ışığından daha fazla yararlanılmasını sağlamak amacıyla saatlerin geri alınması durumunda, tekrarlayan ilgili saat için oluşan fiyatların aritmetik ortalaması nihai piyasa takas fiyatı olarak dikkate alınır.
(5) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimi için bir saate ilişkin yük alma ve yük atma teklif miktarlarının toplamının, talimatın ilgili dengeleme birimine ulaştıktan sonraki 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği çıkış gücü ya da tüketim değişimi dikkate alınarak belirlenmesi esastır. Herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük alma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Aynı şekilde, herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük atma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Bir teklif bildiriminin geçerli olabilmesi için, teklif sahibinin, yaptığı teklifin azami 15 dakika içerisinde yerine getirilebilir olması için gerekli kapasiteyi hazır bulundurması gereklidir. Yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari miktar 10 MW’tır. Gerekli görmesi durumunda, Sistem İşletmecisi en az 1 ay öncesinden piyasa katılımcılarına bildirmek koşuluyla teklifler için farklı asgari sınır belirleyebilir. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif miktarları 1 MW ve katları cinsinden ifade edilir.
(6) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma tekliflerinde, katılımcıların, yük alma ve yük atma yönünde dengeleme güç piyasasında yer alan dengeleme birimlerine ilişkin azami 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri kapasiteyi teklif etmeleri esastır.
(7) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma teklifleri ile birlikte, dengeleme birimlerine ilişkin emre amade kapasiteyi Sistem İşletmecisine bildirmeleri esastır.
Yük alma ve yük atma tekliflerinin bildirilmesi
MADDE 71 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, bir sonraki güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında belirlenen yük alma, yük atma teklifleri her gün saat 16:00’a kadar, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirilirler. Yük alma ve yük atma tekliflerinin belirtilen zamana kadar, 77 nci maddede belirtildiği şekilde, mevcut olan tüm iletişim imkanlarının kullanılarak Sistem İşletmecisine bildirilmesi zorunludur.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma tekliflerinin miktarları,
a) gün içi piyasası faaliyetleri nedeni ile KGÜP’lerde değişiklik olması halinde en geç gün içi piyasasının kapı kapanış zamanını takip eden yarım saat sonrasına kadar ilgili piyasa katılımcısı tarafından güncellenebilir.
b) gün içi piyasası faaliyetleri dışında teknik bir gereklilik ortaya çıkması halinde en fazla geçerli olduğu saatten 1 saat öncesine kadar değiştirilebilir, ancak bu değişiklik teklifin Sistem İşletmecisine teklif değişikliğine sebep olan teknik gereklilik ile ilgili bilgi verilmesi ve Sistem İşletmecisinin teklif değişikliğine izin vermesi ile gerçekleştirilebilir. Teklif değişikliğine ilişkin teknik sebepler, en fazla 2 iş günü içinde Sistem İşletmecisine yazılı olarak bildirilir.
Teknik parametrelerde değişiklik yapılması
MADDE 71/A – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları gerçek zamanlı dengeleme kapsamında MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatlara uymakla yükümlüdürler. Söz konusu tüzel kişiler, teknik gereklilikler sebebiyle yükümlülüklerini yerine getiremeyecekleri durumda ise MYTM ve/veya BYTM’yi telefon, paks gibi iletişim araçları ile ivedilikle haberdar ederler. Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar, yükümlülüklerini yerine getirmemelerine ilişkin gerekçelerini MYTM’ye en geç olayı takip eden 3 iş günü içerisinde yazılı olarak bildirmekle yükümlüdürler.
(2) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, MYTM’ye bildirdikleri KGÜP’lere uymakla yükümlüdürler. Dengeleme birimlerinin emre amade kapasitelerinde değişiklik olması durumunda, MYTM konu hakkında öncelikle telefon, paks gibi iletişim araçları aracılığıyla ve akabinde PYS aracılığıyla bilgilendirilir. Emre amade kapasitede meydana gelen her türlü değişiklik MYTM’ye değişikliğe sebep olan teknik gerekçe ile birlikte bildirilir ve MYTM’nin onayı ile geçerlilik kazanır. MYTM onayı ile emre amade kapasitede meydana gelecek hiçbir değişiklik katılımcının dengesizlik ile ilgili mali sorumluluklarını ortadan kaldırmaz.
(3) MYTM tarafından onaylanması suretiyle, emre amade kapasitede azalma yapılması durumunda, öncelikle ilgili dengeleme birimine ilişkin yük alma teklif miktarlarında azaltmaya gidilir. Yük alma teklif miktarında yapılan azaltmanın ilgili dengeleme birimine ilişkin emre amade azalmasını karşılamaması durumunda ilgili dengeleme biriminin KGÜP ve yük atma teklif miktarları da azaltılır. Emre amade kapasitesi azaltılan dengeleme birimine önceden verilmiş olan talimatlar emre amade kapasite azalması miktarı ile orantılı olarak MYTM tarafından sonlandırılır.
(4) MYTM tarafından onaylanması suretiyle, emre amade kapasitede artış yapılması durumunda, ilgili dengeleme birimi için, ilgili günün takip eden saatlerine ilişkin yük alma teklif miktarı girilmesine veya var olan yük alma teklif miktarlarının güncellenmesine izin verilir. Bir dengeleme birimine ilişkin emre amade kapasitenin artması söz konusu dengeleme biriminin KGÜP değerinin artırılması için gerekçe teşkil etmez.
(5) MYTM tarafından emre amade kapasitede meydana gelen değişikliğin onaylanmasını müteakip; bildirim ve onay zamanları da dahil olmak üzere dengeleme birimiyle ilgili diğer bilgiler PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
Yük alma ve yük atma tekliflerinin değerlendirilmesi
MADDE 72 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında her bir teklif bölgesi bazında sunulan yük alma, yük atma teklifleri her bir saat için fiyat sırasına göre dizilir. Fiyat sırasına dizilen yük alma, yük atma teklifleri;
a) iletim sistemi kısıtları,
b) dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin teknik kısıtlar,
c) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterler,
dikkate alınarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak ve dengeleme maliyetleri en aza indirilecek şekilde değerlendirilir.
(2) Bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen kısıtlar sebebiyle verilen yük alma, yük atma talimat miktarları, Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları
MADDE 73 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan yük alma, yük atma talimatları ilgili dengeleme biriminin talimatın verilmesinden ya da talimatın başlangıç zamanından itibaren azami 15 dakikalık süre içinde gerçekleştirmesi gereken çıkış gücü değişimini belirtir.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki talimatlar, talimatın bildirilmesi ya da talimat başlangıç zamanının gelmesi ile yerine getirilmeye başlanır ve Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bir bildirim ile sona erdirilir. Aksi bildirilmedikçe, bir güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında bildirilen tüm talimatlar ilgili günün bitiminde sona erer.
(3) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatların gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da bildirilmesi esastır.
(4) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme birimlerine ilişkin üretimlerini talimatta belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Sistem İşletmecisi tarafından kabul edilebilir geçerli bir sebep olmaksızın, kendisine bildirimi yapılan talimatları, talimatında belirtilen şekilde yerine getirmeyen ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi, bu tür ihlallerin ortadan kaldırılması için yazılı uyarıda bulunur. İlgili piyasa katılımcısı tarafından bu tür ihlallerin devam ettirilmesi halinde Sistem İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.
(5) Kurum raporu inceleyerek ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygular.
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar
MADDE 74 – (1) Uzlaştırmaya esas olmak üzere sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen yük alma ve yük atma talimatları, ilgili mevzuat gereğince Sistem İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen diğer faaliyetler kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatlarından ayrı olarak değerlendirilir. Sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen talimatların etiket değeri 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir. Bir talimatın, birden fazla amaçla da ilişkili olması durumunda, talimata, Sistem İşletmecisi tarafından en çok ilişkili olduğu sebeple ilgili talimat etiket değeri verilir.
Acil durum ve mücbir sebep hallerinde teklif kabulü ve talimatlar
MADDE 75 – (1) Sistem İşletmecisi, acil durumlarda ya da mücbir sebep hallerinde iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına ilgili üretim tesislerinin sağlayabilecekleri azami kapasiteleri çerçevesinde acil durum talimatı verir. Acil durum talimatları, ilgili dengeleme birimi için bir teklif kabulü olarak değerlendirilir. Acil durum talimatlarında, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu olması şartı aranmaz. Acil durum talimatları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları ile aynı yapıdadır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının acil durum talimatını yerine getirmeleri esastır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, acil durum talimatını yerine getiremeyeceklerinin ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisini, sebepleri ile birlikte derhal haberdar eder.
(2) Dengeleme birimi olup dengeleme güç piyasası kapsamında teklif sunmamış olan veya dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine sahip piyasa katılımcılarına, ilgili üretim tesisleri için Sistem İşlemecisi tarafından acil durum talimatı verilebilir. Bu talimatlar için uzlaştırma fiyatı olarak, talimatın yük alma yönünde olması halinde ilgili saatte verilmiş olan yük alma talimat fiyatlarının en yükseği, talimatın yük atma yönünde olması halinde ilgili saatte verilmiş olan yük atma talimat fiyatlarının en düşüğü kullanılır ve talimatlar net talimat hacminin belirlenmesinde kullanılmak üzere kayda alınır. İlgili saatte, acil durum talimatı ile aynı yönde talimat oluşmaması durumunda, bir önceki ay aynı yönde verilmiş olan teklif fiyatlarının aritmetik ortalaması söz konusu talimatlar için uzlaştırma fiyatı olarak kullanılır.
Dengeleme güç piyasasına ilişkin PYS arıza prosedürleri
MADDE 76 – (1) 65 inci madde kapsamında ele alınan PYS’nin arızalanmasına ilişkin durumun dengeleme güç piyasasını da etkilemesi ve Sistem İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 77 nci maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. PYS’nin arızalanması ve Sistem İşletmecisinin ilgili günün başlamasından önce dengeleme güç piyasasına ilişkin teklifleri toplayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Sistem İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait KGÜP değerleri, yük alma, yük atma teklifleri ve ilgili güne ilişkin varsa gün öncesi piyasası fiyatları ya da benzer güne ilişkin gün öncesi piyasası fiyatları arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. Piyasa katılımcılarının, Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan değerleri gerçekleştirmelerinin teknik olarak mümkün olmaması durumunda, Sistem İşletmecisi durum hakkında bilgilendirilir. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Sistem İşletmecisi ve dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.
(3) Sistem İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
İKİNCİ BÖLÜM
Bildirimler ve Sistem İşletmecisi Tarafından Uzlaştırma için Sağlanacak Bilgiler
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 77 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında,
a) piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarının ve yük alma, yük atma tekliflerinin, emreamade kapasitelerinin ve yan hizmet birimleri için minimum kararlı üretim düzeyi değerlerinin Sistem İşletmecisine bildirilmesi,
b) Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarında ya da yük alma, yük atma tekliflerinde tespit edilen hatalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan bildirimler,
c) Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma, yük atma talimatlarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
ç) yukarıda belirtilenler dışında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,
d) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler,
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da teyit edilebilir.
(3) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, Sistem İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.
Talimat mutabakatları
MADDE 78 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına gönderilen talimatlara ilişkin olarak, her saatin bitimini takip eden dört saat içerisinde taraflar arasında mutabakat sağlanır.
(2) Talimat mutabakatları için, PYS üzerinden yapılan talimat bildirimlerinde PYS kayıtları esas alınır. İlgili talimat bildiriminin, bu Yönetmeliğin 77 nci maddesi hükümleri doğrultusunda diğer iletişim kanalları da kullanılarak yapılmış olması durumunda kullanılan iletişim kanallarına ilişkin kayıtlara da başvurulur. Sistem İşletmecisi ile ilgili piyasa katılımcısı arasında uyuşmazlık çıkması durumunda MYTM’deki ses kayıt sisteminde bulunan ses kayıtları geçerlidir.
(3) Mutabakat süresinin sona ermesi sonrasında talimatlara ve ilgili saat için Dengeleme Güç Piyasası kapsamında belirlenen Sistem Marjinal Fiyatına ilişkin herhangi bir değişiklik yapılamaz.
Sistem İşletmecisi tarafından uzlaştırma için sağlanacak bilgiler
MADDE 79 – (1), Sistem İşletmecisi, uzlaştırma için dengeleme güç piyasası kapsamındaki üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi bazında, söz konusu bildirim zamanı içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ilişkin, kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programını, dengeleme güç piyasası kapsamında verilmiş ve mutabakat sağlanmış olan yük alma ve yük atma talimatlarını, bu talimatların etiket değerlerini, teklif fiyatlarını ve Sistem İşletmecisi tarafından hesaplanan dengeleme güç piyasası kapsamındaki sistem marjinal fiyatları ile YGSMF, KÜPST ve diğer hesaplarda kullanılmak üzere gerekli verileri Piyasa İşletmecisine iletir.
ALTINCI KISIM
Uzlaştırmaya İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Kayıplara İlişkin Hususlar
Uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları
MADDE 80 – (1) Uzlaştırma hesaplamalarında, piyasa katılımcılarının elektrik enerjisini ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin, çekiş ya da ihracat yapılan bir iletim sistemi bağlantı noktasında satın aldığı ve/veya sattığı kabul edilir. Uzlaştırma hesaplamaları için esas alınan alış–satış noktası, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası olarak adlandırılır.
(2) Kayıtlı sayaçlar tarafından ölçülen veriş-çekiş miktarları ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda aşağıdaki ana esaslar çerçevesinde ilgili kayıp katsayıları uygulanmak suretiyle uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarına dönüştürülür:
a) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir indirici ya da yükseltici transformatör olması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi dikkate alınarak belirlenen ve ilgili transformatör kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir transformatör kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak transformatörlerin belirlenmesinde, uygulanmakta olan iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu transformatöre ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.
b) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir hat bulunması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi dikkate alınarak belirlenen ve ilgili hat kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir hat kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak hatların belirlenmesinde, uygulanmakta olan iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu hatta ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.
c) Uzlaştırma hesaplamalarında, iletim sistemine bağlı üretim ve/veya ithalat yapılan bağlantı noktasından iletim sistemine verilen elektrik enerjisi, uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin iletim sistemi kaybı yansıtılarak indirgenir.
ç) Dağıtım sistemine bağlı üretim tesislerinin uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, ölçülen veriş miktarına iletim sistemi kayıpları uygulanmaz.
d) Dağıtım şirketi kullanımındaki orta gerilim baralarından iletim sistemine enerji akışı olması durumunda, söz konusu enerjiye iletim sistemi kayıpları uygulanmaz.
İKİNCİ BÖLÜM
Veriş-Çekiş Değerlerinin Okunması, Toplanması, Doğrulanması ve Düzeltilmesi
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerinin okunması, toplanması ve doğrulanması
MADDE 81 – (1) Piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlara ilişkin değerler TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde okunur ya da belirlenir ve fatura döneminin sonunu takip eden ilk on gün içerisinde elektronik olarak PYS’ye aktarılır.
(2) PYS’ye veri aktarımında kullanılacak olan elektronik veri aktarım biçimi Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Uzlaştırma kapsamında değerlerinin bildirilmesi gereken sayaçların listesi, yeni kayıtlar ve kayıtların güncellenmesine bağlı olarak, Piyasa İşletmecisi tarafından fatura dönemi bazında PYS aracılığı ile güncellenir.
(4) İlgili mevzuat kapsamında uzlaştırma dönemi bazında okunacağı tespit edilen sayaçların, ilgili fatura döneminin her bir uzlaştırma dönemine ait:
a) kWh olarak sistemden çekilen aktif elektrik enerjisi,
b) kWh olarak sisteme verilen aktif elektrik enerjisi,
değerleri okunur.
(5) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında görevli tedarik şirketinden enerji temin eden tüketim birimlerini içeren kategorilerin her biri için Kurumca yayımlanacak Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi çerçevesinde toplam tüketim değerleri dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından fatura döneminin bitişini takip eden ilk on gün içerisinde belirlenerek ilgili piyasa katılımcısına ve Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik posta vasıtasıyla bildirilir.
(6) Bu madde kapsamında PYS’ye aktarılan, elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilen ve PYS’ye aktarılan sayaç değerleri, faturaya esas değerler olarak kabul edilir.
Veriş-çekiş değerlerinin doğrulanması veya düzeltilmesi
MADDE 82 – (1) Tarafların itirazlarına ya da düzeltmelerine olanak tanımak amacıyla, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerleri, PYS aracılığı ile ilan edilir.
(2) TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden yazılı veya elektronik ortamda bir düzeltme gelmesi halinde, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden gelen düzeltme tutanağında yer alan düzeltilmiş veriş-çekiş değerleri, ilgili fatura dönemi için geçerli olur.
(3) Piyasa katılımcısının düzeltme talebi olması halinde, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye başvuruda bulunarak, mutabık kalınması ve mutabık kalınan değerin TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilmesi esastır.
(4) Fatura döneminin bitişini takip eden 12 nci gün saat 17:30’dan sonra uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisine gönderilen düzeltilmiş değerler, söz konusu aya ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz ve PYS’de yer mevcut değerler kabul edilir.
Okunan sayaç değerlerinin uzlaştırma dönemi bazında olmaması veya sayaçların her fatura dönemi sonunda okunamaması durumu
MADDE 83 – (1) Uzlaştırma kapsamındaki sayaçlardan uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapılamaması durumunda, uzlaştırma dönemi bazındaki değerler, okunan sayaç değerlerine profiller uygulanarak hesaplanır. Profil uygulamasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından hazırlanır ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer.
(2) Uzlaştırma kapsamındaki sayaçlardan, her fatura dönemi sonunda okunması gerekmeyenler ve yönetmelikte atıfta bulunulan diğer hususlar Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda belirlenir. Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar Kurum tarafından hazırlanır ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Miktarlarının ve İletim Sistemi Kayıp Katsayısının Hesaplanması
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması
MADDE 84 – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait veriş-çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(1a)
(1b)
(2) Bu formülde geçen;
UEVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),
İSVMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
UEÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),
İSÇMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
g “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin iletim sistemine veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması
MADDE 85 – ,(1) Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin saatlik olarak iletim sistemine veriş ve iletim sisteminden çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2a)
(2b)
(2) Bu formüllerde geçen;
İSVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
SVDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ölçülen veriş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sisteme Veriş Değerini (MWh),
TKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Transformatör Kayıp Katsayısını,
HKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Hat Kayıp Katsayısını,
x “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını,
k “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına veya kategorilere uygulanan 0 ya da 1 değerleri olan katsayıyı,
İSÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
SÇDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ilgili sayacın iletim sisteminde yer alması durumunda ölçülen, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında görevli tedarik şirketinden enerji temin eden tüketim birimlerini içeren bir kategori olması durumunda hesaplanan toplam çekiş değerini, ilgili sayacın dağıtım sisteminde yer alması durumunda dağıtım sisteminden net çekiş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sistemden Çekiş Değerini (MWh)
ifade eder.
İletim sistemi kayıp miktarının ve katsayısının hesaplanması
MADDE 86 – (1) Her bir uzlaştırma dönemi İletim Sistemi Kayıp miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3a)
(2) Her bir uzlaştırma dönemi için uygulanacak İletim Sistemi Kayıp Katsayısı TEİAŞ’ın iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlayacağı tarihe kadar aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3b)
(3) Bu formüllerde geçen;
İSKMu “u” uzlaştırma dönemine ait hesaplanan İletim Sistemi Kayıp Miktarını,
İSKKu “u” uzlaştırma dönemine ait hesaplanan İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
İSVMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
İSÇMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
n “u” uzlaştırma döneminde, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını
ifade eder.
(4) TEİAŞ’ın iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlamasıyla birlikte uzlaştırmaya ilişkin hesaplamalarda İletim Sistemi Kayıp Katsayısı sıfır olarak alınır ve İletim Sistemi Kayıp Miktarı TEİAŞ’ın uzlaştırmaya esas çekiş miktarı olarak kabul edilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimleri
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerine ilişkin kurallar
MADDE 87 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, her ikisi de kayıtlı piyasa katılımcısı olan ve biri alıcı diğeri satıcı konumundaki lisans sahibi iki tüzel kişi tarafından ortaklaşa yapılır.
(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı; piyasa katılımcılarının düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar vasıtasıyla belli bir uzlaştırma dönemi bazında aynı teklif bölgesine ilişkin almayı ya da satmayı, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri kapsamında Piyasa İşletmecisine bildirdiği elektrik enerjisi miktarıdır. Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi
MADDE 88 – (1) Herhangi bir günde yer alan bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar, piyasa katılımcısı tarafından, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi;
a) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için alıcı olan piyasa katılımcısı,
b) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için satıcı olan piyasa katılımcısı,
c) Her bir uzlaştırma dönemi için, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı (lot),
ç) İkili anlaşmanın geçerli olduğu teklif bölgesi
bilgilerini içerir.
(3) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin, bildirime taraf olan her iki piyasa katılımcısı tarafından ortak olarak yapılması esastır. Tek bir piyasa katılımcısı tarafından yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi geçerli sayılmaz.
(4) Bildirimin, ilgili günden sonra geçerliliğinin devam edecek olması durumunda, bildirimin hangi günler için geçerli olacağı bildirilir.
(5)
(6) Piyasa katılımcıları tarafından PYS aracılığıyla yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri faturaya esas resmi değerler olarak kabul edilir.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin değiştirilmesi
MADDE 89 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar ilgili piyasa katılımcılarından biri tarafından değiştirilebilir.
(2) İthalat-ihracata ilişkin uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, Sistem İşletmecisi ve ilgili piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine ayrı ayrı yapacakları mutabık kalınmış ikili anlaşma bildirimlerini içeren değişiklik talepleri doğrultusunda güncellenebilir.
İkili anlaşma bildirimleri kapsamında karşılığı olmayan piyasa işlemi
MADDE 89/A- (1) Karşılığı olmayan piyasa işlemi niteliğindeki ikili anlaşma bildirimleri Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem hükümleri çerçevesinde iptal edilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Uzlaştırma İşlemlerine İlişkin Genel Hükümler
Fatura dönemi
MADDE 90 – (1) Fatura dönemi, bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’da biten süreyi ifade eder.
Uzlaştırma dönemleri
MADDE 91 – (1) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir saat bir uzlaştırma dönemini oluşturur.
ALTINCI BÖLÜM
Gün Öncesi Piyasası Faaliyetlerinin Uzlaştırılması
Gün öncesi piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 92 – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;
a) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri,
b) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait gerçekleştirmiş oldukları enerji satış ya da enerji alış miktarları,
c) PYS’nin ilgili modülü aracılığıyla, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ilişkin, gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri dikkate alınarak her bir teklif bölgesi için hesaplanan nihai piyasa takas fiyatları,
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,
b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından
sağlanır.
Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 93 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4a)
(2) Bu formülde geçen;
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
SSFt,p,s,u,r 94 üncü madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak sistem satış fiyatını (TL/MWh),
SSMt,p,s,u,rGün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait sisteme enerji satışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
a ilgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(3) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4b)
(4) Bu formülde geçen;
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
SSTt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b ilgili fatura dönemine ilişkin avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Sistem satış fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 94 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu saatlik tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem satış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SSFt,p,u,r = NPTFt,u (5a)
(2) Birinci fıkradaki formüllerde geçen;
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
SSFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” saatlik teklifi için uygulanacak Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh),
ifade eder.”
(3) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu blok ve esnek tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem satış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(5b)
(4) Üçüncü fıkradaki formüllerde geçen;
SSFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesi için, “r” blok veya esnek teklifi için uygulanacak Saatlik Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh)
AOPTFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
ÜFBp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” esnek veya blok satış teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan birim bedeli (TL/MWh)
ifade eder.
Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 95 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(6a)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SAFt,p,s,u,r 96 ncı madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak sistem alış fiyatını (TL/MWh),
SAMt,p,s,u,r Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemden enerji alışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
a İlgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(3) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(6b)
(4) Bu formülde geçen;
SATt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
b ilgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Sistem alış fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 96 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu saatlik tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem alışlarında uygulanacak sistem alış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SAFt,p,u,r = NPTFt,u (7a)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını(TL/MWh),
SAFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” saatlik teklifi için uygulanacak Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh),
ifade eder.
(3) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi piyasası kapsamında sunmuş olduğu blok ve esnek tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem alışlarında uygulanacak sistem alış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(7b)
(4) Üçüncü fıkradaki formüllerde geçen;
SAFt,pr “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesi için, “r” blok veya esnek teklifi için uygulanacak Saatlik Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh)
AOPTFp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” blok veya esnek teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
TFBp,t,r “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesindeki, “r” esnek veya blok alış teklifi için Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca hesaplanan birim bedeli (TL/MWh),
ifade eder.
Vadeli elektrik piyasası kapsamında sahip olunan pozisyonlara ilişkin tutarların hesaplanması
MADDE 97, – (1) Vadeli elektrik piyasasında sahip olunan pozisyonlara ilişkin olarak, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak ve/veya borç tutarı aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Birinci fıkrada yer alan formüllerde geçen;
VEPSTp,f “p” piyasa katılımcısının “f” fatura dönemindeki kısa pozisyon sahibi olduğu kontratlara ilişkin hesaplanan satış tutarını,
VEPATp,f “p” piyasa katılımcısının “f” fatura dönemindeki uzun pozisyon sahibi olduğu kontratlara ilişkin hesaplanan alış tutarını,
EFt,p,i,j,u “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının “i” kontratındaki “j” pozisyonunun “u” uzlaştırma dönemi için eşleşme fiyatını (TL/MWh),
VEPSMt,p,i,j,u “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının kısa pozisyon sahibi olduğu “i” kontratındaki “j” pozisyonunun “u” uzlaştırma dönemi için eşleşme miktarını (MWh),
VEPAMt,p,i,j,u “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının uzun pozisyon sahibi olduğu “i” kontratındaki “j” pozisyonunun “u” uzlaştırma dönemi için eşleşme miktarını (MWh),
m “f” fatura döneminde, “p” piyasa katılımcısı için uzlaştırma hesaplamasına dahil edilen kontrat sayısını,
n “f” fatura döneminde, “p” piyasa katılımcısı için uzlaştırma hesaplamasına dahil edilen kontratlardaki sahip olunan pozisyon sayısını,
z İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
y “i” kontratının teslimat dönemi içerisinde yer alan “f” fatura dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
Gün içi piyasası kapsamında gerçekleşen eşleşmelere ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 98, (1) Gün içi piyasasının uzlaştırılmasında gün içi piyasası kapsamında enerji satışı ya da enerji alışlarına ilişkin ticari işlem onayları dikkate alınır.
(2) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
GİPATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
EFt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesi için uygulanacak alış yönündeki eşleşme fiyatını (TL/MWh),
GİPAMt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu alış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemden enerji alışı gerçekleştirmiş olduğu eşleşme sayısını,
a İlgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(4) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
GİPATt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen gün içi piyasası alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
GİPATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
b İlgili fatura dönemine ilişkin avans dönemi sayısını,
ifade eder.
(6) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(7) Altıncı fıkradaki formülde geçen;
GİPSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
EFt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesi için uygulanacak satış yönündeki eşleşme fiyatını (TL/MWh),
GİPSMt,p,s,u,r 66/F maddesi uyarınca belirlenen “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” eşleşmesinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu satış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemde enerji satışı gerçekleştirmiş olduğu eşleşme sayısını,
a İlgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(8) Gün içi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(9) Sekizinci fıkradaki formülde geçen;
GİPSTt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen gün içi piyasası satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
GİPSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen gün içi piyasası satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b İlgili fatura dönemine ilişkin avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin oluşan gelirin hesaplanması
MADDE 99 – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin teklif bölgeleri arasındaki fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından öncelikli olarak fiyat farkına sebep olan iletim kısıtını gidermek için iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek gelir kalemi aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(8)
(2) Bu formülde geçen;
GÖPGs “s” avans dönemi için gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin bölgesel fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından sadece iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek gün öncesi piyasası geliri (TL),
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
n “s” avans dönemine ilişkin teklif bölgelerinin sayısını,
m “s” avans dönemine ilişkin piyasa katılımcılarının sayısını,
ifade eder.
YEDİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Güç Piyasası Faaliyetlerinin Uzlaştırılması
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 100 – (1) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;
a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin yük alma, yük atma teklifleri,
b) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları,
c) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri doğrultusunda Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi için hesaplanan sistem marjinal fiyatları
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,
b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından
sağlanır.
Uzlaştırma dönemi bazında sistemin yönünün belirlenmesi
MADDE 101 – (1) Uzlaştırma dönemi bazında bir fiyat bölgesine ilişkin sistem yönü ve Net Talimat Hacmi aşağıdaki formüllere göre belirlenir:
İlgili uzlaştırma dönemi için (9a)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji açığı oluşmuştur.
İlgili uzlaştırma dönemi için (9b)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji fazlası oluşmuştur.
İlgili uzlaştırma dönemi için (9c)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde sistem dengededir.
(9d)
(2) Bu formüllerde geçen;
YALMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerlerine sahip, kabul Edilen Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YATMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerlerine sahip, kabul Edilen Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
NTH ilgili fiyat bölgesi için Net Talimat Hacmini (MWh),
k “u” uzlaştırma dönemi için, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip teklifi kabul edilmiş olan dengeleme birimi sayısını,
m “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük alma teklif sayısını,
n “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük atma teklif sayısını,
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 102 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(10)
(2) Bu formülde geçen;
KEYALTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
KEYALMd,u,r 104 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YALFd,u,r 103 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh),
YGYALTdDengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen ancak yerine getirilmeyen yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek ve 102/A maddesi uyarınca hesaplanacak Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimat Tutarı adındaki borç tutarını (TL),
n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin ilgili katılımcıya yansıtılacak tutarın hesaplanması
MADDE 102/A – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında sistemde enerji açığı olduğu her bir uzlaştırma dönemi için, kabul edilen ve yerine getirilmiş teklif miktarı doğrultusundaki sistem marjinal fiyatı olan YGSMF belirlenir.
(2) YGSMF ile dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı arasında fark oluşması halinde, bu fark ile yük alma yönünde yerine getirilen talimat miktarının çarpılması neticesinde, yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin maliyet hesaplanır.
(3) Her bir piyasa katılımcısının, her bir uzlaştırma dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirmediği yük alma talimat miktarının, ilgili uzlaştırma döneminde toplam yerine getirilmeyen yük alma talimat miktarına oranı bulunur.
(4) Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında hesaplanan maliyet, üçüncü fıkra kapsamında belirlenen oran doğrultusunda, Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimat Tutarı olarak ilgili katılımcılara yansıtılır.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin yük alma fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 103 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük alma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumda,
YALTFd,u,r ≤ SMFd,u,t ise YALFd,u,r = SMFd,u,t (11a)
YALTFd,u,r > SMFd,u,t ise YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11b)
(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumlarda,
YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11c)
(4) Bu formüllerde geçen;
YALTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Alma Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
YALFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarlarının belirlenmesi
MADDE 104 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(12)
(2) Bu formülde geçen;
KEYALMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YALTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve 78 inci madde çerçevesinde yerine getirilmiş olan Yük Alma Talimat Miktarını (MW),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını,
g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 105 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(13)
(2) Bu formülde geçen;
KEYATTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
KEYATMd,u,r 107 nci madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
YATFd,u,r 106 ncı madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh),
YGYATTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen ancak yerine getirilmeyen yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek ve 105/A maddesi uyarınca hesaplanacak Yerine Getirilmeyen Yük Atma Talimat Tutarı adındaki borç tutarını (TL),
n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen yük atma talimatlarına ilişkin ilgili katılımcıya yansıtılacak tutarın hesaplanması
MADDE 105/A – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında sistemde enerji fazlası olduğu her bir uzlaştırma dönemi için, kabul edilen ve yerine getirilmiş teklif miktarı doğrultusundaki sistem marjinal fiyatı olan YGSMF belirlenir.
(2) YGSMF ile dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı arasında fark oluşması halinde, bu fark ile yük atma yönünde yerine getirilen talimat miktarının çarpılması neticesinde, yerine getirilmeyen yük atma talimatlarına ilişkin maliyet hesaplanır.
(3) Her bir piyasa katılımcısının, her bir uzlaştırma dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirmediği yük atma talimat miktarının, ilgili uzlaştırma döneminde toplam yerine getirilmeyen yük atma talimat miktarına oranı bulunur.
(4) Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında hesaplanan maliyet, üçüncü fıkra kapsamında belirlenen oran doğrultusunda, Yerine Getirilmeyen Yük Atma Talimat Tutarı olarak ilgili katılımcılara yansıtılır.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin yük atma fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 106 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük atma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumda,
YATTFd,u,r ≥ SMFd,u,t ise YATFd,u,r = SMFd,u,t (14a)
YATTFd,u,r < SMFd,u,t ise YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14b)
(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumlarda,
YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14c)
(4) Bu formüllerde geçen;
YATTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Atma Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan, Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
YATFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarlarının belirlenmesi
MADDE 107 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(15)
(2) Bu formülde geçen;
KEYATMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
YATTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve 78 inci madde çerçevesinde yerine getirilmiş olan Yük Atma Talimat Miktarını (MW),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını
g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Enerji Dengesizliklerinin Uzlaştırılması
Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 108 – (1) Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılmasında;
a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları ve kabul edilmiş olan bu teklifler için geçerli fiyatlar,
b) Her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için, bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş ve/veya çekiş miktarları,
c) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulan kategorilerin Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi çerçevesinde belirlenen toplam tüketim değerleri,
ç) Her bir dengeden sorumlu tarafın bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait ikili anlaşma bildirimi miktarları,
d) Yan hizmet sağlayan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilmiş olan üretim miktarı,
e) Gün öncesi piyasası sonucunda her bir piyasa katılımcısının sisteme satış ya da sistemden alış miktarları,
f) Nihai piyasa takas fiyatları,
g) Gün içi piyasası sonucunda her bir piyasa katılımcısının alış veya satış miktarları,
ğ) Vadeli elektrik piyasası kapsamında her bir piyasa katılımcısının satış ya da alış miktarları,
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından,
b) (b) bendinde yer alan verilerin hesaplanabilmesi için gerekli sayaç ölçüm değerleri TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından,
c) (ç) bendinde yer alan veriler dengeden sorumlu taraflar tarafından,
ç) (c) bendinde yer alan veriler ilgili dağıtım şirketi tarafından,
d) (d) bendinde yer alan veriler yan hizmet anlaşmalarının yürütülmesinden sorumlu TEİAŞ birimi tarafından,
e) (e), (f), (g) ve (ğ) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından,
sağlanır.
Sistem marjinal fiyatının hesaplanması
MADDE 109 – (1) Her bir teklif bölgesi için uzlaştırma dönemi bazında belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı (SMFt,u), teklif bölgesinin uzlaştırma dönemi bazında enerji denge durumuna bağlı olarak aşağıdaki şekilde hesaplanır:
a) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji açığı oluştuğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, yük alma teklif fiyatlarının en düşüğünden başlanılmak üzere 101 inci madde uyarınca hesaplanan Net Talimat Hacmine tekabül eden en yüksek teklif fiyatına eşittir.
b) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji fazlası oluştuğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, yük atma teklif fiyatlarının en yükseğinden başlanılmak üzere 101 inci madde uyarınca hesaplanan Net Talimat Hacmine tekabül eden düşük teklif fiyatına eşittir.
c) Söz konusu saatte sistem dengede olduğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemi için nihai piyasa takas fiyatına eşittir.
(2) Bir teklif fiyatının Sistem Marjinal Fiyatının belirlenmesinde dikkate alınması için talimat almış olması şartı aranmaz.
Enerji dengesizlik ve kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarının hesaplanması
MADDE 110, , – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizliğine ilişkin olarak bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek borç veya alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(17)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
EDTf Bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),
EDMf,t,u(-) 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesindeki, “u” uzlaştırma dönemine ilişkin enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı enerji miktarını (MWh),
EDMf,t,u(+) 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesindeki, “u” uzlaştırma dönemine ilişkin enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sisteme sattığı enerji miktarını (MWh),
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
SMFt,u “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
n Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların negatif enerji dengesizliği halinde kullanılacak olan katsayıyı,
l Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların pozitif enerji dengesizliği halinde kullanılacak olan katsayıyı,
ifade eder.
(3) Bir piyasa katılımcısının adına kayıtlı ve KGÜP bildirmekle yükümlü olan bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bir uzlaştırma dönemine ait kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4) Üçüncü fıkradaki formülde geçen;
KÜPSTp “p” piyasa katılımcısının, beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim miktarından sapması nedeniyle ödemekle yükümlü olduğu tutarı (TL),
KÜPSMp,t,b,u “p” piyasa katılımcısının, adına kayıtlı ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin “u” uzlaştırma dönemine ait, Kurul kararıyla belirlenen hesaplama yöntemi kullanılarak bulunan beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim miktarından sapma miktarını (MWh),
NPTFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
SMFt,u “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
n Kurul kararıyla belirlenen ve üretim planından sapmaya ilişkin tutarın hesaplanmasında kullanılacak fiyatın belirlenmesine dair katsayıyı,
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
z “p” piyasa katılımcısı adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi sayısı,
j İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
ifade eder.
Bir dengeden sorumlu tarafın bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarının hesaplanması
MADDE 111 – (1) Bir fatura dönemi için, her bir dengeden sorumlu tarafın, her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(18)
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
EDMf,t,u “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
UEVMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),
UEÇMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),
UEİAMf,t,u 112 nci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
GİPMf,t,u 112/A maddesi uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
VEPMf,t,u 112/B maddesi uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için toplam Vadeli Elektrik Piyasası Miktarını (MWh),
SSMt,p,u,r Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Satış Miktarını (MWh),
SAMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Alış Miktarını (MWh),
k “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısı sayısını,
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
KEYALMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
h “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan dengeleme birimi sayısını,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
KEYATMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma miktarlarının hesaplanması
MADDE 112 – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas ikili anlaşmalarının miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(19a)
(19b)
(2) Bu formülde geçen;
UEİAMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
UEİAMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
UEİABp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına enerji satışı için ve/veya enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilen üretime ilişkin yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),
UEİABp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından enerji alımı için yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas gün içi piyasası hacminin hesaplanması
MADDE 112/A – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için gün içi piyasası miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(20a)
(20b)
(2) Bu formülde geçen;
GİPMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
GİPMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
GİPSMp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına Gün İçi Piyasası Satış Miktarını (MWh),
GİPAMp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından Gün İçi Piyasası Alış Miktarını (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı taraf sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı taraf sayısını
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas vadeli elektrik piyasası miktarının hesaplanması
MADDE 112/B- (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için vadeli elektrik piyasası miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(20c)
(20ç)
(2) Birinci fıkradaki formüllerde geçen;
VEPMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Miktarını (MWh),
VEPMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Miktarını (MWh),
VEPAMp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Alış Miktarını (MWh),
VEPSMp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına Toplam Vadeli Elektrik Piyasası Satış Miktarını (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı piyasa katılımcısı sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı piyasa katılımcısı sayısını,
ifade eder.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Net Toplam Bakiyenin ve Piyasa İşletim Ücretinin Dağıtılması
Net toplam bakiyenin piyasa katılımcılarına dağıtılması
MADDE 113 – (1) Piyasa İşletmecisinin, toptan elektrik piyasası adına yaptığı işlemlerden kar veya zarar etmemesi esasına dayalı olarak, bir fatura dönemi içerisinde, gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının gerçekleştirmiş oldukları enerji alış ve satışları ve süresinde ödenmeyen alacaklar hariç olmak üzere, dengeleme mekanizmasının uzlaştırılması ve dengeden sorumlu tarafların dengesizliklerinin uzlaştırılmasına ilişkin olarak, piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek alacaklar toplamı ile TEİAŞ’tan tahsil edilecek Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarının, borçlar toplamına eşit olması esastır.
(2) Bu doğrultuda,
a) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma talimatlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarının, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük atma talimatlarına ve enerji açığına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam borç tutarından fazla olması halinde, TEİAŞ’ın borcu olarak tahakkuk ettirilecek,
b) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük atma talimatlarına ve enerji açığına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam borç tutarının, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma talimatlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarından fazla olması halinde, TEİAŞ’ın alacağı olarak tahakkuk ettirilecek,
sıfır bakiye düzeltme tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(21)
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
SBDT Bir fatura dönemine ait Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarını (TL),
KEYALTd 102 nci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük alma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
KEYATTd 105 inci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük atma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
EDTf 110 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),
KÜPSTp 110 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi için “p” piyasa katılımcısının beklenen üretim/tüketim miktarından sapmasına ilişkin olarak uygulanacak tutarı (TL),
m Bir fatura dönemine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki toplam dengeleme birimi sayısını,
n Bir fatura dönemine ilişkin toplam dengeden sorumlu taraf sayısını,
l İlgili fatura döneminde bulunan piyasa katılımcısı sayısını,
ifade eder.
Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme tutarının hesaplanması
MADDE 114
Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme katsayısının hesaplanması
MADDE 115, – (1) Bir fatura döneminde, “f” dengeden sorumlu taraf için sıfır bakiye düzeltme katsayısı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(22)
(2) Bu formülde geçen;
SBDKf Bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafın sıfır bakiye düzeltme katsayısını (%),
UEÇMf,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas çekiş miktarını (MWh),
n Bir fatura dönemine ilişkin “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
m Bir fatura dönemine ilişkin toplam uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
k Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
Piyasa işletim ücreti
MADDE 116 – (1) Piyasa İşletmecisinin yürüttüğü hizmetlere ilişkin işletme giderlerinin ve yatırım harcamalarının amortismanının karşılanması amacıyla piyasa işletim ücreti, elektrik enerjisi alım ve satımına ilişkin tutarlardan ayrı olarak tahakkuk ettirilir.
(2) Her bir piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti, 24/1/2003 tarihli ve 25003 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ uyarınca belirlenen piyasa işletim geliri tavanının Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen organize toptan elektrik piyasası faaliyetleri dikkate alınarak piyasa katılımcılarına paylaştırılması suretiyle tahakkuk ettirilir.
(3) Kurul tarafından belirlenen yıllık Piyasa İşletim Geliri Tavanının o yıl içinde yer alan avans dönemleri arasında eşit olarak bölünerek hesaplanan, bir avans dönemi için geçerli piyasa işletim ücreti, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranları dikkate alınarak, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası ve dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenlerine ayrıştırılır. Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri arasındaki oranı Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve faaliyet oranlarında değişiklik meydana gelmesi durumunda güncellenerek PYS üzerinden yayımlanır.
(4) Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin, her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenleri aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(23a)
(23b)
(23c)
(23ç)
(23d)
(5) Bu formülde geçen;
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Piyasası İşletim Ücreti payını (TL),
PIÜ Kurul tarafından belirlenen Piyasa İşletim Geliri Tavanından hesaplanan bir fatura dönemi için geçerli Piyasa İşletim Ücretini,
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Uzlaştırma Ücreti payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti payını (TL)
PIÜ_GİP Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti payını (TL),
k Gün Öncesi Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
l Dengeleme Güç Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
m Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
n Gün İçi Dengeleme faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı
ifade eder.
Vadeli elektrik piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti ve yıllık katılım bedeli
MADDE 116/A- (1) Piyasa işletim ücreti; vadeli elektrik piyasasında yapılan işlemler için kontrat taraflarından MWh başına alınacak olup piyasa işletim ücretinin belirlenmesine ve piyasa katılımcılarından tahsil edilmesine ilişkin hususlar Kurul kararı ile düzenlenir.
(2) Piyasa işletim ücretine dahil edilecek vadeli elektrik piyasası yıllık katılım bedelinin tutarı ve bu tutarın piyasa katılımcılarından tahsil edilmesine ilişkin hususlar Kurul kararı ile düzenlenir.
Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 117 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(24a)
(24b) (24c)
(24ç)
(24d)
(24e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜS_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜD_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_GÖp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r Gün öncesi piyasasısonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMt,p,s,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
PIÜ_GÖp Bir faturda döneminde “p” piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
ifade eder.
Gün içi piyasası işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 117/A – (1) Bir gün içi piyasası katılımcısına, gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
GİPİÜ bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası piyasa işletim ücretini (TL),
GİPİÜS bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜD bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
GİPİÜSg bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜDg bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
a ilgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b ilgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
GİPİÜp,g p piyasa katılımcısına g avans döneminde tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
k gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
GİPİÜp bir fatura döneminde p piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
GİİSp bir fatura döneminde p piyasa katılımcısının haklı bulunmamış itiraz sayısını,
GİTİÜ piyasa katılımcılarının haklı bulunmadıkları itirazlar için ödedikleri toplam itiraz ücretini
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 118 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır;
(25a)
(25b)
(25c) ( 25ç)
(25d)
(25e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜ_DGPp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
PIÜ_DGPp bir fatura döneminde “p” piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
ifade eder.
Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 119 – (1) Her bir dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(26a)
(26b)
( 26c)
(26ç)
(26d)
(26e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
EDMf,t,s,u 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, bir fatura dönemi içindeki bir gün için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_Df,s “f” dengeden sorumlu tarafa, bir avans ödeme dönemine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜ_Df bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını,
ifade eder.
YEDİNCİ KISIM
Mali Hususlara İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Teminatlar ve Ödemelere İlişkin Tarafların Sorumlulukları
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 120 – (1) Piyasa İşletmecisi;
a) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun belirlenerek katılımcıların bu hususa ilişkin olarak bilgilendirilmesinden,
b) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunun tüm taraflarca kullanılabilmesi amacıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşu ile anlaşma yapılmasından,
c) Piyasa katılımcılarının sunması gereken teminat tutarlarının doğru şekilde hesaplanmasından,
ç)
d)
e) Piyasa katılımcılarının, sunmaları gereken teminat tutarları hakkında düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
f) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun, piyasa katılımcılarının sunmakla yükümlü oldukları teminat tutarları ve alacakları/borçları hakkında, düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
g) Piyasa İşletmecisi adına sunulan teminat mektuplarının muhafazasından ve kendisine sunulan teminat mektupları hakkında merkezi uzlaştırma kuruluşunun bilgilendirilmesinden,
ğ)
h) Her bir katılımcının mevcut teminat tutarı ile sunmakla yükümlü olduğu teminat tutarını karşılaştırarak, gerekmesi halinde ilgili katılımcıdan PYS üzerinden ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşu aracılığıyla teminat tamamlama çağrısında bulunulmasından,
ı) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan TL cinsinden nakit teminatların nemalandırılması hizmeti karşılığında tahsil edilecek olan fon yönetim komisyonu oranın piyasa katılımcılarına duyurulmasından,
i) Kendi nam ve hesabına, merkezi uzlaştırma kuruluşunda gerekli hesapların açılmasından,
j) Temliknameler kapsamında yapılacak ödemeler ile ilgili olarak merkezi uzlaştırma kuruluşunun zamanında ve doğru şekilde bildirilmesinden
k), Piyasa İşletmecisinin sorumluluğunda olan tüm Yöntemlerin hazırlanmasından ve piyasa katılımcılarına duyurulmasından,
sorumludur.
Piyasa katılımcılarının sorumlulukları
MADDE 121 – (1) Piyasa katılımcıları;
Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunda kendi namına, teminat ve ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak teminat ve nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulacak olan teminat mektubu dışındaki diğer teminatları saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma kuruluşu -katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
Piyasa İşletmecisi tarafından avans ve fatura ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla aracı bankalarda, kendi namına, ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
ç) Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen avans ödeme bildirimleri ve faturalara ilişkin olarak ödemelerin zamanında ve doğru bir şekilde yapılmasından,
d) Piyasa İşletmecisi namına sunmaları gereken teminat tutarının bu Yönetmelikte yer alan ilgili maddeler gereğince sunulmasından,
e) Ödeme yükümlülüklerini teminat altına almak için Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunda, adlarına açılmış olan teminat hesaplarına, Piyasa İşletmecisi tarafından bildirilen miktardaki teminatın zamanında yatırılmasından,
f) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak kendilerinden talep edilen hizmet bedelinin merkezi uzlaştırma kuruluşuna zamanında yatırılmasından,
sorumludur.
(2) Piyasa katılımcıları, VEP Usul ve Esasları kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa işletimine ilişkin olarak belirlenen kurallara uymakla, rekabeti veya piyasanın yapısını bozucu faaliyetlerde bulunmamakla yükümlüdür.
Merkezi uzlaştırma kuruluşunun sorumlulukları ,
MADDE 122 – (1) Merkezi uzlaştırma kuruluşu;
a) Avans, fatura ve temlik ödemeleri ile teminat işlemlerinin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilmesinden,
b) Avans, fatura ve temlik ödemeleri ile teminat işlemlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcıları ve aracı bankalar ile iletişimi sağlayacak olan altyapının kurulması ve kurulan sistemin işletilmesinden,
c) Piyasa katılımcıları ile teminat mektubu dışındaki diğer teminatları saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
ç) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacına yönelik olarak Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasının imzalanmasından,
d) Piyasa İşletmecisi tarafından kendisine bildirilen temliknameler kapsamındaki ödemelerin doğru bir şekilde yapılmasının takibinden ve yapılan ödemelere ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
e) Teminat yönetimi, avans ve fatura ödemelerine ilişkin gerçekleşen işlemlerle ilgili olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
f) Piyasa İşletmecisi adına sunulan teminat mektubu dışındaki tüm teminatların muhafazasından,
g) Teminatlara ilişkin gerçekleşen işlemlerin izlenmesinden,
ğ) Piyasa İşletmecisinin, piyasa katılımcılarının teminat hesaplarında gerçekleştirilen işlemler ve mevcut teminat seviyesi hakkında doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
h) Bir piyasa katılımcısının belli bir piyasa faaliyetine ilişkin olarak sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, ilgili katılımcının sağlaması gereken toplam teminat tutarının altına düşmesi durumunda, ilgili katılımcıya sunması gereken toplam teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısına ilişkin olarak gerekli bildirimin Piyasa İşletmecisine yapılmasından,
ı) Piyasa katılımcıları tarafından TL cinsinden sunulan nakit teminatların nemalandırılmasından,
i) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi durumunda, temerrüt cezalarının hesaplanması ve buna ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
j) Piyasa katılımcıları tarafından ödenmesi gereken hizmet bedelleri ile ilgili, katılımcıların bilgilendirilmesinden,
k) Piyasa İşletmecisi tarafından, piyasa katılımcılarına ilişkin olarak kendilerine gönderilen katılımcı bazındaki ticari işlemler ve teminat kullanımı gibi ticari sır niteliğindeki bilgi ve verilerin üçüncü kişilerle paylaşılmamasından,
l) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için oluşturulan temerrüt garanti hesaplarına ilişkin işlemlerin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilmesinden ve TL cinsinden sunulan nakit katkı paylarının nemalandırılmasından,
sorumludur.
(2) Nemalandırmaya ilişkin usul ve esaslar merkezi uzlaştırma kuruluşunun yasal sorumluluğunda olup; söz konusu nemalandırma işlemi günün piyasa koşullarına göre en iyi gayret gösterilmek suretiyle merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından gerçekleştirilir ve nema tutarı ilgili piyasa katılımcısı hesabına bir sonraki iş günü aktarılır.
Aracı bankaların sorumlulukları
MADDE 123 – (1) Aracı bankalar;
Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılan bildirimler ile ilgili olarak, zamanında ve doğru bir şekilde, ilgili piyasa katılımcılarının bilgilendirilmesinden,
Piyasa katılımcısının borçlu olması durumunda, piyasa katılımcısı tarafından kendisine gönderilen ödeme tutarının zamanında ve doğru şekilde merkezi uzlaştırma kuruluşuna iletilmesinden; piyasa katılımcısının alacaklı olması durumunda ise merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendisine gönderilen ödeme tutarının ilgili katılımcıya zamanında ve doğru şekilde iletilmesinden,
Ödeme işlemlerinin zamanında ve doğru şekilde gerçeklemesine yönelik olarak merkezi uzlaştırma kuruluşu ile haberleşmeyi ve iletişimi sağlayacak uyumlu bir sistem kurulmasından,
sorumludur.
İKİNCİ BÖLÜM
Teminatlar ve Temerrüt Garanti Hesabı ,
Teminatlara ilişkin genel esaslar
MADDE 124 – (1) Teminatlar, piyasa katılımcılarının piyasaya ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememesi veya faaliyetlerini gerçekleştirememesi durumunda, katılımcılar arasındaki nakit akışının sürekliliğini; piyasa katılımcısının ödemesini zamanında gerçekleştirememesi durumunda ise alacaklı durumunda olan diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınmasını sağlar.
(2) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarından, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve uzlaştırmaya ilişkin yükümlülüklerine karşılık teminat alır.
(3), Piyasa katılımcılarından gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve uzlaştırmaya ilişkin yükümlülüklerini karşılamama risklerine bağlı olarak alınacak olan teminat tutarlarının hesaplanmasına ilişkin Teminat Hesaplama Yöntemi, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanır ve internet sitesinde yayımlanır. Piyasa İşletmecisi, Kurum tarafından Yöntemde gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendine tanınan süre içerisinde tamamlar.
(4), Teminat Hesaplama Yöntemi uyarınca hesaplanan toplam teminatını sağlayamayan piyasa katılımcıları ilgili piyasa faaliyetini gerçekleştiremez.
(5) Teminatlara ilişkin işlemler aşağıda belirtilen esaslara dayalı olarak yürütülür;
a)
b)
c)
ç)
d)
e) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi merkezi uzlaştırma kuruluşunu kullanır.
f) Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında yapılan merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşunun görev ve sorumlulukları belirlenir.
g) Piyasa katılımcılarının teminat işlemlerinin yürütülmesine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşuyla, ilgili anlaşmayı imzalayarak, çalışmaları esastır. Tüm piyasa katılımcıları, bireysel olarak, teminatlarına ilişkin işlemlerin yürütülmesi için merkezi uzlaştırma kuruluşunda teminat hesapları açarlar. Bu hesapla ilgili tüm işlemlere ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşuna yetki verilir. Bu hesaba ilişkin olarak doğan faizler yasal yükümlülükler ve hizmet bedeli düşüldükten sonra, ilgili piyasa katılımcısına yansıtılır. Piyasa katılımcıları, teminatlarını birden fazla banka kullanarak sunabilir.
ğ), Piyasa katılımcıları Teminat Usul ve Esaslarında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden oluşan teminat mektubu dışındaki tüm teminatlarını merkezi uzlaştırma kuruluşuna, teminat mektuplarını Piyasa İşletmecisine sunar. Piyasa katılımcısı tarafından sunulan teminat mektubu dışındaki tüm teminatlar, merkezi uzlaştırma kuruluşu, teminat mektupları ise Piyasa İşletmecisi tarafından muhafaza edilir.
h) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, Piyasa İşletmecisi adına katılımcı bazında piyasa faaliyetlerine ilişkin kendisine sunulan teminat tutarına, Piyasa İşletmecisi lehine rehin koyar.
ı) Piyasa katılımcısının madde 132/Ç’de belirtilen süreler içerisinde avans ve fatura ödemelerini gerçekleştirememesi durumu dışında, dengeleme mekanizması ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin ödeme ve tahsilatlar teminatlar kullanılarak yapılamaz.
(6) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile fon yönetim komisyonu oranı piyasa katılımcısı ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında imzalanacak olan merkezi uzlaştırma kuruluşu katılımcı anlaşmasında yer alır. Bu oranlarda değişiklik olması durumunda, Piyasa İşletmecisi değişen oranları, bu oranların geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayınlar.
Vadeli elektrik piyasası teminatlarına ilişkin esaslar
MADDE 124/A - (1) Piyasa katılımcılarının vadeli elektrik piyasasına ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememeleri veya faaliyetlerini gerçekleştirememeleri durumunda Piyasa İşletmecisinin, merkezi karşı taraf olarak üstlendiği risklerin yönetilmesi, alacaklı durumunda olan diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınması ve temerrüt yönetimi kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından açık pozisyonların kapatılmasında kullanılması amaçlarıyla piyasa katılımcılarından teminat alınır.
(2) Teminat yükümlülüğü, teminat türleri, teminat olarak kabul edilecek değerler, teminat süreçleri ve teminat tutarlarının hesaplanmasına ve dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat uyarınca sunulması gerekli teminatları aşan tutarların kullanılmasına ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak ilgili mevzuat uyarınca hesaplanan teminatları sağlayamayan piyasa katılımcılarının söz konusu piyasalarda piyasa faaliyetlerinde bulunması, bu Yönetmelik ile VEP Usul ve Esaslarında yer alan düzenlemeler uyarınca kısmen veya tamamen engellenebilir.
(4) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi, merkezi uzlaştırma kuruluşunu kullanır. Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında yapılan merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşunun görev ve sorumlulukları belirlenir.
(5) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, Piyasa İşletmecisi adına katılımcı bazında piyasa faaliyetlerine ilişkin kendisine sunulan teminat tutarına, Piyasa İşletmecisi lehine rehin koyar.
Temerrüt garanti hesabı
MADDE 124/B - (1) Piyasa İşletmecisi işlettiği veya mali uzlaştırma işlemlerini yürüttüğü piyasalarda, piyasa katılımcılarının bir veya birkaçının temerrüde düşmesi halinde oluşabilecek zararların ilgili piyasa katılımcılarının teminatlarını aşan kısmı için kullanılmak üzere temerrüt garanti hesabı oluşturur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için ortak bir temerrüt garanti hesabı kurulabileceği gibi her bir piyasa için ayrı temerrüt garanti hesabı da kurulabilir.
(3) Temerrüt garanti hesabı Piyasa İşletmecisi tarafından temsil ve idare olunur. Temerrüt garanti hesabındaki varlıklar, amacı dışında kullanılamaz, haczedilemez, rehnedilemez, idari mercilerin tasfiye kararlarından etkilenmez, iflas masasına dâhil edilemez ve üzerlerine ihtiyati tedbir konulamaz.
(4) Temerrüt garanti hesabı ilgili piyasa katılımcılarının katkıları ile oluşturulur. Piyasa İşletmecisi, temerrüt halinde ödemek üzere, temerrüt yönetimi kaynaklarına katkı sağlamayı taahhüt eder. Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısının miktarı ve kullanılma şekli ilgili usul ve esaslarda düzenlenir.
(5) Temerrüde düşen piyasa katılımcılarının teminatları, temerrüt garanti hesabı katkı payları ve Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısı tutarının yeterli olması durumunda diğer piyasa katılımcılarının temerrüt garanti hesabı katkı paylarına başvurulmaz.
(6) Temerrüt garanti hesabı büyüklüğünün ve katkı paylarının belirlenmesi, katkı payı olarak kabul edilebilecek varlıkların türlerinin belirlenmesi, piyasa katılımcılarından alınması, ilave katkı payı alınacak durumlar, temerrüt garanti hesabındaki TL cinsinden sunulan nakit katkı paylarının nemalandırılması, bu varlıkların temerrüt durumunda kullanılması ve piyasa katılımcılarına iade edilmesine ilişkin hususlar ilgili usul ve esaslarda düzenlenir.
Teminat işlemlerine ilişkin süreç
MADDE 125
Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler
MADDE 126
Minimum teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 127
Gün öncesi dengelemede ve gün içi piyasasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 128
Dengesizliklerin uzlaştırılmasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 129
Toplam teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 130
Merkezi uzlaştırma bankasına sunulan teminatların iadesi
MADDE 131
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Avans Ödeme Bildirimleri, Uzlaştırma Bildirimleri, Faturalama, Ödemeler, Ödemelerin Yapılmaması
Avans ödeme bildirimleri
MADDE 132 – (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak, bir fatura döneminin her günü için Piyasa İşletmecisine ödeyeceği ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren günlük avans ödeme bildirimi, her işgünü en geç saat 14:30’da günlük bazda, Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşu aracılığıyla ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur. Bu bildirim, yayımlandığı günden bir önceki güne ait gün içi piyasası ve gün öncesi piyasası kapsamında yapılan alış ve satış miktarlarına ilişkin alacak ve borçları kapsar. Hafta sonu veya resmi tatil günleri için takip eden ilk işgünü avans ödeme bildirimi yapılır.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan avans ödeme bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü.
c) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ç) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşuna duyurulan avans ödeme bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin alacak dökümü,
b) Gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin borç dökümü.
c) Gün içi piyasaları faaliyetlerinden oluşan alacak dökümü,
ç) Gün içi piyasaları faaliyetlerinden oluşan borç dökümü.
Uzlaştırma bildirimleri
MADDE 132/A, – (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ödeyeceği ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren ön uzlaştırma bildirimi, en geç fatura dönemini takip eden ayın onbirinci günü, nihai uzlaştırma bildirimi ise, fatura dönemini takip eden ayın onbeşinci günü, ayın onbeşinci gününün hafta sonu veya resmi tatile denk gelmesi durumunda hafta sonu veya resmi tatilin bitimini takip eden işgünü PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan ön uzlaştırma bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasasıkapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ç) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
d) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,
e) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sistemi veriş miktarı dökümü,
f) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sisteminden çekiş miktarı dökümü,
g) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ğ) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
h) Avans ve fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri.
(3)
(4) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan nihai uzlaştırma bildirimi, aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b)Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
ç) Fark tutarı,
d) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
e) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
f) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
g) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji fazlasına ilişkin alacak dökümü,
ğ) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji açığına ilişkin borç dökümü,
h) Geçmişe dönük düzeltme kalemi,
ı) Sıfır bakiye düzeltme kalemi,
i) Süresinde ödenmeyen alacaklar payı,
j) Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
k) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,
l) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas veriş miktarı dökümü,
m) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas çekiş miktarı dökümü,
n) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
o) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
ö) Gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
p) Avans ve fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri,
r) Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik hükümleri uyarınca hesaplanan alacak dökümü,
s) Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik hükümleri uyarınca hesaplanan borç dökümü,
ş) Uzlaştırma dönemi bazında kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarı.
(5)
(6) Uzlaştırma sonucunda Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan nihai uzlaştırma bildirimlerinde yer alan tutarlar içerisinde mevzuat gereği olan vergi ve harçlar da yer alır.
Uzlaştırma bildirimlerine ilişkin düzeltmeler
MADDE 132/B,, – (1) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerinde tespit ettikleri hatalara ilişkin itirazlarının, ilgili fatura dönemine ait işlemler kapsamında değerlendirmeye alınabilmesi için, ön uzlaştırma bildirimlerine yapılacak itirazın bildirimlerin yapıldığı ayın onikinci günü saat 17:30’a kadar yapılması gerekir. İtirazların Piyasa İşletmecisi tarafından ayın ondördüncü günü 16:00’a kadar uygun bulunması halinde, faturalar düzeltilmiş bildirim miktarları esas alınarak düzenlenir. İtirazların ayın ondördüncü günü saat 16:00’a kadar sonuçlandırılamaması halinde 133 üncü maddedeki süreç uygulanır. İtirazın uygun bulunmaması durumunda da, bu süre içerisinde piyasa katılımcısına bilgi verilir.
Faturalama
MADDE 132/C, – (1) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre faturaları düzenler. Nihai uzlaştırma bildiriminin yayımlanma tarihi, piyasa katılımcıları için fatura tebliğ tarihi olarak kabul edilir.
(2) Gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin tek bir fatura düzenlenir ve ilgili piyasa faaliyetiyle iştigal eden piyasa katılımcılarına faturaları Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilir.
(3) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren, katılımcının ilgili piyasa faaliyetlerine ilişkin düzenlenmiş olan faturalara istinaden borç/alacak bilgilerini merkezi uzlaştırma kuruluşuna bildirir.
(4) Ödeme yapılacak piyasa katılımcıları, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre; gün öncesi piyasası, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin düzenlenen faturayı Piyasa İşletmecisine gönderir.
(5) Nihai uzlaştırma sonuçlarına göre oluşan tutarlar, 213 sayılı Vergi Usul Kanununa istinaden Maliye Bakanlığının her yıl yayımladığı tahakkuktan vazgeçme sınırının altındaysa, bu sınıra ulaşıncaya kadar oluşan tutarlara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilmeyebilir. Yıl içinde söz konusu uzlaştırma tutarları toplamı, tahakkuktan vazgeçme sınırına ulaştığı ay toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Yıl içinde bu sınıra ulaşılmadığı takdirde yıl sonunda toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Tahakkuktan vazgeçme sınırı her yıl Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulur.
Ödemeler ve tahsilat
MADDE 132/Ç – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ve gün içi piyasasına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına iletilen günlük avans ödeme bildirimlerinde yer alan bedeller, piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabına aracı bankalar kullanılarak bir sonraki iş günü en geç saat 15:00’a kadar ödenir.
(2) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ve gün içi piyasasına ilişkin günlük avans ödeme bildiriminde yer alan ve Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek olan bedeller, Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen piyasalara ilişkin olarak piyasa katılımcısının süresinde ödenmemiş borçları düşülerek piyasa katılımcılarına Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak bir sonraki iş günü en geç saat 17:00’a kadar ödenir.
(3) Hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş gününde saat 14:30 itibariyle yayımlanan günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ilk iş günü, en geç saat 15:00’e kadar gerçekleştirilir.
(4) Hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş gününde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ilk iş günü en geç saat 17:00’a kadar gerçekleştirilir.
(5) Hafta sonu veya resmi tatil günlerinde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ikinci iş günü, en geç saat 15:00’e kadar gerçekleştirilir.
(6) Hafta sonu veya resmi tatil günlerinde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ikinci iş günü en geç saat 17:00’a kadar gerçekleştirilir.
(7) Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcıları tarafından gerçekleştirilen ödemelere ilişkin olarak merkezi uzlaştırma kuruluşundan elektronik ortamda alınan dekontlar, ödeme alındı makbuzu yerine geçer ve ay sonunda uzlaştırmaya ilişkin olarak piyasa katılımcılarına veya Piyasa İşletmecisine iletilen faturanın ilgili kısmı avans olarak ödenmiş kabul edilir.
(8) Piyasa katılımcılarına uzlaştırmaya ilişkin iletilen faturaların bedelleri, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemeleri ve aynı piyasa katılımcısının fatura alacaklısı olması durumunda alacak tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile borçlu piyasa katılımcıları tarafından aracı bankalar aracılığıyla Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşlundaki hesabına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden altıncı iş günü ödenir.
(9), Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine iletilen faturaların bedelleri, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemeleri ve aynı piyasa katılımcısının fatura borçlusu olması durumunda borç tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile Piyasa İşletmecisi tarafından alacaklı piyasa katılımcılarına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden yedinci işgünü içerisinde, fatura tebliğ tarih ve sırasına göre, Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen piyasalara ilişkin olarak piyasa katılımcısının süresinde ödenmemiş borçları düşülerek Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak ödenir.
(10) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, sunmuş olduğu teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak katılımcıların ödemesi gereken hizmet bedellerini, aylık bazda piyasa katılımcılarına bildirir. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından piyasa katılımcılarına iletilen hizmet bedelleri, bu bedelin tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde merkezi uzlaştırma kuruluşuna ödenir.
(11) Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak avans ve fatura ödemelerine ilişkin olarak tek bir aracı banka ile çalışırlar; ancak, merkezi uzlaştırma kuruluşuna yapacakları ödemelere ilişkin olarak birden fazla banka ile çalışabilirler. Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak avans ve fatura ödemelerine ilişkin birlikte çalışacakları aracı bankayı merkezi uzlaştırma kuruluşuna yazılı olarak bildirirler ve söz konusu bankayı değiştirmeleri durumunda, merkezi uzlaştırma kuruluşuna en kısa sürede bildirimde bulunurlar.
(12) Merkezi uzlaştırma kuruluşu ve aracı bankalar tarafından teminatlar ve avans/fatura ödemelerine ilişkin olarak kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlanması gereken süreçlerin belirlenmiş olan süre zarfında tamamlanmayacağının ortaya çıkması durumunda, aracı banka merkezi uzlaştırma kuruluşunu, merkezi uzlaştırma kuruluşu Piyasa İşletmecisini ivedilikle bilgilendirir. Bu durumda, Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler ve bu değişikliklerle ilgili piyasa katılımcılarını bilgilendirir.
(13) Bu maddenin 12 nci fıkrasında belirtilen sebeplerden ötürü merkezi uzlaştırma kuruluşu, aracı bankalar ve Piyasa İşletmecisinin teminat ve ödeme işlemlerine ilişkin olarak yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda taraflara uygulanacak yaptırımlar, ilgili taraflar arasında yapılan anlaşmalarda yer alır.
(14), İlgili uzlaştırma dönemine ilişkin olarak hem alacaklı, hem de borçlu olan piyasa katılımcıları için faturaya esas uzlaştırma bildiriminin yayımlanmasını ve alacak faturasının Piyasa İşletmecisine tebliğ edilmesini müteakiben alacak ve borçlar arasında mahsuplaşma işlemi otomatik olarak yapılır.
(15) Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem hükümleri uyarınca piyasa katılımcılarının avans alacaklarının bloke edilmesi durumunda, söz konusu net avans alacakları piyasa işletmecisi tarafından ilgili ayın fatura borçlarına takas ve mahsup edilir.
(16) Vadeli elektrik piyasasında temerrüde düşen piyasa katılımcılarının sahip oldukları teslimat dönemi başlamış olan uzun pozisyonlarının Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasası ve/veya gün içi piyasasında piyasa katılımcısı adına kapatılması sonucu oluşan avans alacağının bloke edilmesine ve diğer işlemlere ilişkin hususlar VEP Usul ve Esaslarında düzenlenir.
Avans ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/D – (1) Piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemesini, bildirimin yapıldığı günü takip eden iş günü en geç saat 15:00’a kadar gerçekleştirmemesi durumunda piyasa katılımcısının temerrüde düştüğü kabul edilir.
(2), Piyasa katılımcısının, sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde TL cinsinden nakit teminatının bulunması ve sunması gereken toplam tutarın üzerinde olan teminat tutarının ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paranın ilgili avans ödeme bildirimine ilişkin katılımcının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda, katılımcının borcu, sunması gereken toplam teminat tutarının üzerindeki nakit teminattan ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paradan otomatik olarak karşılanır ve katılımcı temerrüde düşmez.
(3) Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemesini bahsedilen zaman süresi içerisinde yapmaması ve ilgili tutarın katılımcının toplam teminatının üzerindeki nakit teminatından ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paradan karşılanamaması durumunda, karşılanamayan miktara temerrüt faizi uygulanır. Katılımcıya uygulanan temerrüt faizi oranı, bildirimin yapıldığı günü takip eden işgünü saat 15:00’dan sonra yapılan ödemeler için, 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranının %50’si, bildirimin yapıldığı günü takip eden işgünü saat 17:00’dan sonra yapılan ödemeler içinse aynı maddeye göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine ödenen temerrüt faizi ile Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenen temerrüt faizi arasındaki toplam tutar farkına ilişkin gelir elde edilmesi durumunda, elde edilen bu gelir, ay sonunda diğer piyasa katılımcılarına sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında yansıtılır.
(5) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans bedelini, ilgili gün içerisinde en geç saat 17:00’a kadar ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Piyasa İşletmecisine uygulanan temerrüt faizi oranı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller her ay sonu itibariyle Piyasa İşletmecisine faturalanır. VEP Usul ve Esasları ile Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntem hükümlerine göre bloke edilen avans tutarları için bu fıkra hükümleri uygulanmaz.
(6) Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemesini en geç saat 15:00’a kadar yapmaması ve ilgili tutarın katılımcının toplam teminatının üzerindeki nakit teminatından karşılanamaması durumunda, herhangi bir ihbara gerek kalmaksızın katılımcının teminatı borçlarına mahsup edilir.
(7) Piyasa katılımcısına, ödemesi yapılmamış avans tutarında kullanılan teminatın, gereken teminat tutarı seviyesine kadar tamamlanması uyarısı, Piyasa İşletmecisi tarafından, en geç saat 16:00’a kadar yapılarak, katılımcının Teminat Usul ve Esaslarında teminat işlemlerine ilişkin süreçler kapsamında yer alan hükümler uyarınca teminatlarını tamamlaması istenir.
(8), Piyasa katılımcısının uyarıya rağmen, zamanında teminatını tamamlamaması durumunda, söz konusu piyasa katılımcısına Teminat Usul ve Esaslarında teminat işlemlerine ilişkin süreçler kapsamında ilgili piyasa faaliyeti için yer alan hükümler uyarınca işlem yapılır.
(9) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin madde 132/Ç de belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma kuruluşuyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(10) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.
Fatura ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/E, – (1) Piyasa katılımcısının, söz konusu faturadan kaynaklanan net borcunu, fatura tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından günlük olarak hesaplanan temerrüt faizi tutarlarının aylık toplamları faturaya esas değer olarak kabul edilir. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(2) Piyasa katılımcısının, Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde TL cinsinden nakit teminatının bulunması ve sunması gereken toplam tutarın üzerinde olan teminat tutarının ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paranın ilgili fatura bildirimine ilişkin katılımcının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda, katılımcının borcu, sunması gereken toplam teminat tutarının üzerindeki nakit teminattan ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paradan otomatik olarak karşılanır ve katılımcı temerrüde düşmez.
(3) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden yedi iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanacaktır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle Piyasa İşletmecisine düzenlenen faturaya yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcısının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi durumunda, piyasa katılımcısının ayrıca bir ihtara gerek olmaksızın temerrüt durumuna düştüğü kabul edilir. Temerrüt durumuna düşen piyasa katılımcısına ilişkin olarak, yasal yollar saklı kalmak üzere aşağıdaki işlemler yapılır:
a) Piyasa katılımcısının Teminat Usul ve Esasları uyarınca yatırmış olduğu teminat, temerrüde düşülen borç tutarı kadar merkezi uzlaştırma kuruluşu veya Piyasa İşletmecisi tarafından kullanılarak borçlarına mahsup edilir. Borç tutarının tamamının Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunulan teminatlardan karşılanamaması halinde, ilgili piyasa katılımcısının VEP Usul ve Esasları uyarınca sunduğu teminattan karşılanır.
b), , Piyasa katılımcısının fatura ödemesinin bir kısmının veya tamamının Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunduğu toplam teminat tutarından karşılanması durumunda ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken toplam teminat tutarını aynı gün saat 11:00’a kadar tamamlaması istenir.
c) Kendisine Teminat Usul ve Esasları uyarınca teminat çağrısı yapılan bir piyasa katılımcısının yeterli miktarda teminatı sunmaması ve/veya temerrüt durumuna düşen bir piyasa katılımcısının temerrüt borcunu yatırmadan teminatını tamamlaması durumunda, katılımcı gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası kapsamında faaliyetlerine devam edemez.
(5) Dördüncü fıkranın (b) bendi kapsamında yapılan uyarıya rağmen, piyasa katılımcısının temerrüde düşmesinden sonraki birbirini takip eden üç iş günü boyunca saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesinin Teminat Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamaması durumunda, söz konusu piyasa katılımcısı ile ilgili olarak;
a) Piyasa katılımcısının portföyünde yer alan ve kendi tüzel kişiliğine ait olmayan serbest tüketiciler ve ilgili görevli tedarik şirketinin enerji sağladığı serbest olmayan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme dağıtımdan bağlı olması durumunda ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve iletimden bağlı olması durumunda TEİAŞ’a, ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
b) Piyasa katılımcısı hakkında ivedilikle Kuruma bilgi verilir ve mevzuata uyulmaması kapsamında Kanunun 16 ncı maddesi çerçevesindeki gerekli yaptırımlar Kurum tarafından başlatılır.
c)
ç), Piyasa katılımcısının adına PYS’ de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları, katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin teminat hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde silinir ve bu işlem ile ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ’a, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye ve ilgili görevli tedarik şirketine; ilgili görevli tedarik şirketi veya OSB tarafından da iki iş günü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir.
d), Görevli tedarik şirketinin portföyüne düşen veya dağıtım lisansı sahibi ilgili OSB bünyesinde enerji tedarik edecek olan serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, ilgili tedarik şirketinin dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili dağıtım şirketine yapılan bildirimi takip eden ikinci iş günü dahil olmak üzere belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
e) Talep edilmesi halinde, 133 üncü maddenin beşinci fıkrasında belirtilen itiraz süresinin sonu itibariyle, tüm muaccel borçlarını aşan teminat tutarının artan kısmı, piyasa katılımcısına iade edilir.
f) Teminat Usul ve Esasları kapsamındaki teminat tutarının piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine olan tüm muaccel borçlarını karşılamaması durumunda, eksik olan kısım süresinde ödenmeyen alacaklar payı adı altında diğer piyasa katılımcılarına sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında yansıtılır.
g) Teminat Usul ve Esasları kapsamındaki teminat tutarı üzerindeki süresinde ödenmeyen alacaklar için temerrüt faizi hesaplanmasına devam edilir ve tahsilat için yasal yollara başvurulur.
ğ) Diğer piyasa katılımcılarına yansıtılan ödenmeyen alacakların, ileri bir tarihte tahsil edilmesi halinde; tahsil edilen tüm tutar, borcun yansıtılmış olduğu piyasa katılımcılarına, borcun paylaştırıldığı oranda yansıtılır.
h)
ı) Piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda, dengeden sorumlu grup, dengeden sorumlu tarafın temerrüde düştüğü fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır. Dengeden sorumlu grubun tarafı ve grupta yer alan diğer katılımcılar için teminat hesabı, Teminat Usul ve Esaslarda dengeden sorumlu grubun dağıtılması sonrasında teminatın yeniden hesaplanmasına ilişkin olarak yer alan hükümlere göre yapılır.
i) (ç) bendi kapsamında serbest tüketici kayıtlarının silindiği ilk fatura dönemini takip eden ve serbest tüketici listeleri kesinleşmemiş tüm fatura dönemlerine ilişkin piyasa katılımcısı tarafından yapılmış olan serbest tüketici talepleri iptal edilir. Teminat seviyesi sunması gereken teminat tutarının altında olduğu süre boyunca, serbest tüketici talebinde bulunmasına izin verilmez.
j) Bu fıkra kapsamında ilgili süreçlerin uygulandığı piyasa katılımcısı hakkında tüm piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bilgi verilir.
k) Vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmesine izin verilmez ve VEP Usul ve Esasları uyarınca temerrüt yönetimi hükümleri uygulanır.
(6) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin 132/Ç maddesinde belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma kuruluşuyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(7) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.
Merkezi uzlaştırma kuruluşuna hizmet komisyonu ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/F –Piyasa katılımcısının, söz konusu aylık hizmet komisyonunu, tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi durumunda uygulanacak hükümler piyasa katılımcısı ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında yapılacak olan merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşmasında yer alır.
Lisansın iptali veya sona ermesinde uygulanacak hükümler
MADDE 132/G - (1) Piyasa katılımcısının lisansının iptali veya sona ermesi durumunda;
a) Organize toptan elektrik piyasalarına erişimi durdurulur. Ticari işlem onayı gerçekleşmemiş teklifleri iptal edilir. Alıcı veya satıcı olduğu tüm uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri iptal edilerek karşı taraflara bilgi verilir. Vadeli elektrik piyasasındaki açık pozisyonları ilgili mevzuat çerçevesinde kapatılır.
b) Portföyünde yer alan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme dağıtımdan bağlı olması durumunda ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve iletimden bağlı olması durumunda TEİAŞ’a, ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
c) Piyasa katılımcısının adına PYS’de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları, ilgili fatura döneminin başından itibaren geçerli olacak şekilde silinir ve bu işlem ile ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ’a, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye ve ilgili görevli tedarik şirketine; ilgili görevli tedarik şirketi veya OSB tarafından da iki işgünü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir. Katılımcının, varsa sonraki fatura dönemine ilişkin serbest tüketici talepleri silinir.
ç) Görevli tedarik şirketinin portföyüne düşen veya dağıtım lisansı sahibi ilgili OSB bünyesinde enerji tedarik edecek olan serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, ilgili tedarik şirketinin dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili dağıtım şirketine yapılan bildirimi takip eden ikinci işgünü dahil olmak üzere; lisansı iptal edilen veya sona eren piyasa katılımcısının ise portföyünden çıkarılan serbest tüketicilerin çekişleri nedeniyle oluşan enerji dengesizliklerinin ilgili fatura döneminin başından kayıtların silindiği tarihe kadar belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
d) Lisansın sona erdiği veya iptal kararının bildirildiği tarihten sonraki dönemler için, söz konusu piyasa katılımcısının portföyünde bulunan üretim tesislerinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. İletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarına ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından herhangi bir tahakkuk ve ödeme yapılmaz. Bu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.
e) Söz konusu piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda; dengeden sorumlu grup, ilgili fatura döneminin başından itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır. Dengeden sorumlu grubun tarafı ve grupta yer alan diğer katılımcılar için teminat hesabı, Teminat Usul ve Esaslarda dengeden sorumlu grubun dağıtılması sonrasında teminatın yeniden hesaplanmasına ilişkin olarak yer alan hükümlere göre yapılır.
(2) Lisansı sona eren veya iptal edilen piyasa katılımcıları hakkında bu Yönetmelik ve ilgili mevzuatın uzlaştırma işlemleri, teminatlar, avans ve fatura ödemelerine ilişkin hükümleri uygulanmaya devam edilir.
(3) Lisansın sona erdiği veya iptal kararının tebliğ edildiği tarihten sonra organize toptan elektrik piyasalarında işlem yaptığı, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildiriminde veya serbest tüketici talebinde bulunduğu tespit edilen piyasa katılımcıları hakkında Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Vadeli Elektrik Piyasası Uzlaştırma Bildirimleri, Faturalama İşlemleri, Ödemeler ve Ödemelerin Yapılmaması Durumu
Vadeli elektrik piyasası uzlaştırma bildirimleri
MADDE 132/Ğ- (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ödeyecekleri ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren ön uzlaştırma bildirimleri, en geç fatura dönemini takip eden ayın on birinci günü, nihai uzlaştırma bildirimleri ise, fatura dönemini takip eden ayın on beşinci günü, ayın on beşinci gününün hafta sonu veya resmi tatile denk gelmesi durumunda hafta sonu veya resmi tatilin bitimini takip eden işgünü PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan vadeli elektrik piyasasına ilişkin ön uzlaştırma bildiriminde asgari olarak aşağıda belirtilen kalemler yer alır:
a) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri,
ç) Katılımcıya tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan vadeli elektrik piyasasına ilişkin nihai uzlaştırma bildiriminde asgari olarak aşağıda belirtilen kalemler yer alır:
a) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Katılımcının vadeli elektrik piyasası kapsamında alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri,
ç) Katılımcılara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
d) Temerrüt garanti hesabı katkı payı,
e) Temerrüt garanti hesabı gecikme zammı tutarı,
f) Düzeltme kalemi.
Vadeli elektrik piyasası faturalama işlemleri
MADDE 132/H- (1) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre faturaları düzenler. PYS’de nihai uzlaştırma yayımlanma tarihi, fatura tebliğ tarihi olarak kabul edilir.
(2) Vadeli elektrik piyasası uzlaştırılmasına ilişkin tek bir fatura düzenlenir ve ilgili piyasa faaliyetiyle iştigal eden piyasa katılımcılarına faturaları Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilir.
(3) Piyasa İşletmecisi, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren katılımcının ilgili piyasa faaliyetlerine ilişkin düzenlenmiş olan faturalara istinaden borç/alacak bilgilerini merkezi uzlaştırma kuruluşuna bildirir.
(4) Ödeme yapılacak piyasa katılımcıları, nihai uzlaştırma bildiriminin PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulduğu günden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre vadeli elektrik piyasası uzlaştırılmasına ilişkin düzenlenen faturayı Piyasa İşletmecisine gönderir.
(5) Nihai uzlaştırma sonuçlarına göre oluşan tutarlar, 213 sayılı Vergi Usul Kanununa istinaden Hazine ve Maliye Bakanlığının her yıl yayımladığı tahakkuktan vazgeçme sınırının altındaysa bu sınıra ulaşıncaya kadar oluşan tutarlara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilmeyebilir. Yıl içinde söz konusu uzlaştırma tutarları toplamı, tahakkuktan vazgeçme sınırına ulaştığı ay, toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Yıl içinde bu sınıra ulaşılmadığı takdirde yılsonunda toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Tahakkuktan vazgeçme sınırı her yıl Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulur.
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin ödemeler ve tahsilat
MADDE 132/I- (1) Piyasa katılımcılarına uzlaştırmaya ilişkin iletilen faturaların bedelleri, aynı piyasa katılımcısının fatura alacaklısı olması durumunda alacak tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile borçlu piyasa katılımcıları tarafından aracı bankalar aracılığıyla Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden altıncı işgünü ödenir.
(2) Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine iletilen faturaların bedelleri, aynı piyasa katılımcısının fatura borçlusu olması durumunda borç tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile Piyasa İşletmecisi tarafından alacaklı piyasa katılımcılarına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden yedi işgünü içerisinde, fatura tebliğ tarih ve sırasına göre, Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen piyasalara ilişkin olarak piyasa katılımcısının süresinde ödenmemiş borçları düşülerek Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma kuruluşundaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak ödenir.
(3) Merkezi uzlaştırma kuruluşu, sunmuş olduğu teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak katılımcıların ödemesi gereken hizmet bedellerini, aylık bazda piyasa katılımcılarına bildirir. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından piyasa katılımcılarına iletilen hizmet bedelleri, bu bedelin tebliğ tarihini takip eden altı işgünü içerisinde merkezi uzlaştırma kuruluşuna ödenir.
(4) Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak fatura ödemelerine ilişkin olarak tek bir aracı banka ile çalışırlar, merkezi uzlaştırma kuruluşuna yapacakları ödemelere ilişkin olarak ise birden fazla banka ile çalışabilirler. Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kendilerine yapılacak fatura ödemelerine ilişkin birlikte çalışacakları aracı bankayı merkezi uzlaştırma kuruluşuna yazılı olarak bildirir ve söz konusu bankayı değiştirmeleri durumunda, merkezi uzlaştırma kuruluşuna en kısa sürede bildirimde bulunur.
(5) Merkezi uzlaştırma kuruluşu ve aracı bankalar tarafından teminatlar ve fatura ödemelerine ilişkin olarak kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlanması gereken süreçlerin belirlenmiş olan süre zarfında tamamlanmayacağının ortaya çıkması durumunda, aracı banka; merkezi uzlaştırma kuruluşunu, merkezi uzlaştırma kuruluşu da Piyasa İşletmecisini ivedilikle bilgilendirir. Bu durumda, Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler ve bu değişikliklerle ilgili piyasa katılımcılarını bilgilendirir.
(6) Beşinci fıkrada belirtilen sebeplerden ötürü merkezi uzlaştırma kuruluşu, aracı bankalar ve Piyasa İşletmecisinin teminat ve ödeme işlemlerine ilişkin olarak yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda taraflara uygulanacak yaptırımlar, ilgili taraflar arasında yapılan anlaşmalarda yer alır.
(7) İlgili uzlaştırma dönemine ilişkin olarak hem alacaklı, hem de borçlu olan piyasa katılımcıları için faturaya esas uzlaştırma bildiriminin yayımlanmasını ve alacak faturasının Piyasa İşletmecisine tebliğ edilmesini müteakiben alacak ve borçlar arasında mahsuplaşma işlemi otomatik olarak yapılır.
Vadeli elektrik piyasasına ilişkin fatura ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/İ- (1) Piyasa katılımcısının, söz konusu faturadan kaynaklanan net borcunu, fatura tebliğ tarihini takip eden altı işgünü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından günlük olarak hesaplanan temerrüt faizi tutarlarının aylık toplamları faturaya esas değer olarak kabul edilir. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibarıyla ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(2) Piyasa katılımcısının, serbest cari hesabında bulunan tutarın, VEP Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan TL cinsinden nakit teminat fazlasının ve/veya temerrüt garanti hesabı katkı payı fazlasının ilgili fatura bildirimine ilişkin piyasa katılımcısının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda; piyasa katılımcısının borcu, serbest cari hesabında bulunan tutardan ve/veya VEP Usul ve Esasları uyarınca sunması gereken toplam teminat tutarının üzerindeki nakit teminattan ve/veya temerrüt garanti hesabı katkı payı fazlasından otomatik olarak karşılanır ve piyasa katılımcısı fatura temerrüdüne düşmez.
(3) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden yedi işgünü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibarıyla Piyasa İşletmecisine düzenlenen faturaya yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcısının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden altı işgünü içerisinde ödememesi durumunda, piyasa katılımcısının ayrıca bir ihtara gerek olmaksızın temerrüde düştüğü kabul edilir. Temerrüde düşen piyasa katılımcısına ilişkin olarak, yasal yollar saklı kalmak üzere fatura borcunun tahsil edilmesi amacıyla sırasıyla;
a) Cari hesabında bulunan tutara, VEP Usul ve Esasları kapsamında sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan tutara ve sunması gereken temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarının üzerinde olan tutara,
b) VEP Usul ve Esasları uyarınca sunmuş olduğu toplam teminat tutarına,
c) Teminat Usul ve Esasları kapsamında sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde olan nakit teminat tutarına,
ç) Temerrüde düşen piyasa katılımcısının temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarına,
d) Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısı tutarına,
e) Diğer piyasa katılımcılarının temerrüt garanti hesabı katkı payları tutarına,
f) Teminat Usul ve Esasları kapsamında sunmuş olduğu teminat tutarına,
g) Temerrüt garanti hesabı tamamlama çağrısı ile tekrar toplanan katkı payları tutarına,
başvurulur.
(5) Piyasa katılımcısının fatura ödemesinin bir kısmının veya tamamının VEP Usul ve Esasları uyarınca sunduğu toplam teminat tutarından karşılanması durumunda ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken toplam teminat tutarını aynı gün saat 12:00’a kadar tamamlaması istenir. Piyasa katılımcısının VEP Usul ve Esasları uyarınca bulundurması gereken toplam teminat tutarını tamamlamaması durumunda vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmesine izin verilmez. Vadeli elektrik piyasası kapsamında sahip olduğu açık pozisyonları VEP Usul ve Esasları uyarınca kapatılır.
(6) Temerrüt yönetimi çerçevesinde temerrüt garanti hesabı katkı payı tutarları kullanılmış olan piyasa katılımcıları için VEP Usul ve Esaslarında belirtilen temerrüt garanti hesabı katkı payı temerrüt durumu kontrolü uygulanır. Temerrüt garanti hesabı katkı payı yükümlülüğünü VEP Usul ve Esaslarında belirtilen sürelerde yerine getirmemesi nedeniyle temerrüde düştüğü tespit edilen piyasa katılımcılarının açık pozisyonları VEP Usul ve Esaslarının ilgili hükümleri çerçevesinde kapatılır; vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmelerine izin verilmez.
(7) Vadeli elektrik piyasası fatura temerrüdüne düşmesi nedeniyle, Piyasa İşletmecisinin temerrüt yönetimi katkısı tutarı ve/veya diğer piyasa katılımcılarının temerrüt garanti hesabı katkı payının kullanılmasına neden olan piyasa katılımcısının, söz konusu tutarları, fatura son ödeme tarihini takip eden üçüncü işgünü saat 12:00’a kadar tamamlamaması halinde;
a) Temerrüt halindeki piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve vadeli elektrik piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmesine izin verilmez.
b) Satıcı olduğu uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmez, ileriye dönük yapılmış olan satış yönündeki ikili anlaşma bildirimleri iptal edilir ve ilgili taraflara PYS aracılığıyla bilgi verilir.
c) 132/E maddesinin beşinci fıkrasının (a), (b), (ç), (d), (i) ve (k) bentleri hükümleri uygulanır.
ç) Serbest tüketici kayıtlarının silindiği ilk fatura dönemini takip eden ve serbest tüketici listeleri kesinleşmemiş tüm fatura dönemlerine ilişkin piyasa katılımcısı tarafından yapılmış olan serbest tüketici talepleri iptal edilir. Piyasa İşletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini yerine getirmediği süre boyunca, serbest tüketici talebinde bulunmasına izin verilmez.
(8) Dördüncü fıkranın (d), (e) ve (g) bentleri kapsamında temerrüt garanti hesabından kullanılan tutarların temerrüde düşen ilgili piyasa katılımcısından tahsil edilmesi halinde bu tutarlar sırasıyla;
a) Temerrüt garanti hesabı katkı paylarına başvurulan diğer piyasa katılımcılarının ilgili hesabına,
b) Piyasa İşletmecisi temerrüt yönetimi katkısı tutarına,
kullanılan tutar kadar aktarılır.
(9) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin 132/I maddesinde belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma kuruluşuyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(10) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.”
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
İtirazlar ve Düzeltme İşlemleri
İtirazlar
MADDE 133 – (1) Piyasa katılımcıları, fatura dönemine ait uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara ilişkin itirazda bulunabilir. Fatura itiraz başvuruları, itirazların veriş-çekiş ölçüm değerlerine ilişkin olması halinde TEİAŞ’ın ilgili birimlerine veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye; diğer durumlarda Piyasa İşletmecisine faturanın tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılır. İtiraz başvurularında, itiraz sebeplerinin belirtilmesi zorunludur.
(2) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerine ve/veya faturalara itirazda bulunmaları, ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
(3) Yapılan itirazın veriş-çekiş ölçüm değerlerine veya 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulan kategorilerin toplam tüketim değerlerine ilişkin olması halinde;
a) TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, kendisine yapılan itirazı, 15 gün içerisinde sonuçlandırarak ilgili piyasa katılımcısına ve Piyasa İşletmecisine bildirir
b)
c) Piyasa İşletmecisi TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından kendisine sonuçları bildirilen itirazları 5 iş günü içerisinde sonuçlandırır ve itirazın haklı bulunması durumunda gerekli düzeltme işlemi yapılır. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.
(4) Yapılan itirazın veriş-çekiş ölçüm değerleri dışında bir sebebi olması halinde;
a) Piyasa İşletmecisi, kendisine PYS üzerinden yapılan itirazın sebebine göre; itirazın yük alma-yük atma talimat kayıtlarına ilişkin olması halinde Sistem İşletmecisi ile irtibat kurarak, diğer hallerde kayıt bilgilerini ve uzlaştırma hesaplamalarını incelemek suretiyle, itirazın haklılığını araştırır.
b) Maddi hatalar ilgili piyasa katılımcısı ya da Piyasa İşletmecisi tarafından derhal, maddi hatalar dışındaki itiraz başvuruları Piyasa İşletmecisi tarafından, 20 iş günü içerisinde sonuçlandırılır ve itiraz sonuçları piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir. İtirazın haklı bulunması durumunda ve/veya Piyasa İşletmecisinin bir itiraz olmaksızın yapılan bir hatayı tespit etmesi halinde, gerekli düzeltme işlemi yapılır.
(5), Fatura tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılmayan ve başvuru tarihi itibariyle en fazla 6 ay önceki fatura dönemine ait itiraz başvuruları itiraz başvurusunu takip eden 3 ay içerisinde Piyasa İşletmecisi tarafından değerlendirilerek sonuçlandırılması veya Piyasa İşletmecisi tarafından diğer hataların tespit edilmesi durumunda, gerekli düzeltme işlemi gerçekleştirilir. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir. Tüketimdeki farklar ile ilgili bu Yönetmelik hükümleri uyarınca yapılması mümkün olmayan düzeltmeler ise ilgili taraflar arasında kesilecek faturalar ile gerçekleştirilir.
(6) Piyasa İşletmecisi tarafından varılan sonuca ilişkin ihtilaflar, piyasa katılımcılarının başvuruları üzerine Kurum tarafından incelenir.
Düzeltme işlemleri
MADDE 134 – (1) (1) Piyasa katılımcıları tarafından uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara ilişkin Piyasa İşletmecisine yapılan itirazların yapılan değerlendirme sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilir. İtirazın sonuçlandırılmasını takiben Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına, detaylı enerji miktarları ve bedellerinin de yer aldığı düzeltmeye ilişkin PYS üzerinden bildirim yapılır. Yapılan düzeltme sonucunda, piyasa katılımcısı ya da katılımcılarına yapılması gereken ya da piyasa katılımcısı ya da katılımcılarının yapması gereken ödeme, düzeltme işlemlerini takip eden ilk ön uzlaştırma bildiriminde belirtilir ve ilgili fatura bildiriminde, geçmişe dönük düzeltme kalemi olarak yer alır. Geçmişe dönük düzeltme kalemi, düzeltme yapılan fatura dönemine ilişkin tüm dengesizlik uzlaştırması işlemlerinin yeniden yapılarak, hata düzeltme işleminin tüm katılımcılar üzerindeki etkisi değerlendirilecek şekilde belirlenir. Oluşması halinde artık bakiye ilgili ayın sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında piyasa katılımcılarına yansıtılır.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından kendisine kesilmiş olan faturalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan itirazlara ilişkin düzeltmeler ilgili piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan fatura itiraz başvuruları ile birlikte ilgili piyasa katılımcısı tarafından gönderilmiş olan fatura iade edilir. İlgili piyasa katılımcısı tarafından düzeltilmiş olan fatura Piyasa İşletmecisine yeniden gönderilir.
SEKİZİNCİ KISIM
Diğer, Geçici ve Son Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Rekabete aykırı eylem ve işlemler,
MADDE 135 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında ele alınan herhangi bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde olduğundan şüphelenilen tüzel kişilere ilişkin Rekabet Kurumunca inceleme yapılmasına dair girişimler; Piyasa İşletmecisinin ve/veya Sistem İşletmecisinin buna ilişkin rapor düzenleyerek Kuruma sunması ile ya da doğrudan, Kurum tarafından başlatılır.
(2) Rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde oldukları Rekabet Kurumunca tespit edilen katılımcılar ve/veya dengeleme birimlerinin gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasası kapsamındaki azami fiyat limitleri Kurul kararı ile en fazla 1 yıl süre ile katılımcı ve/veya dengeleme birimi bazında düzenlenebilir. Söz konusu düzenlemeye ilişkin usul ve esaslar Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda ele alınır.
Piyasa katılımcılarına sunulacak veriler
MADDE 136 – (1), Organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine ilişkin, faaliyetleri destekleyici ve öngörülebilirliği artırıcı nitelikteki veri ve bilgilerin Piyasa İşletmecisinin uhdesindeki Şeffaflık Platformunda yayımlanması esastır. Şeffaflık Platformunda yayımlanacak bilgi ve veriler, yayımlanma periyodları ve ilgili lisans sahibi tüzel kişilerin veri paylaşım yükümlülükleri Kurum tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Usul ve Esaslar ile belirlenir.
(2) 9/10/2003 tarihli ve 4982 sayılı Bilgi Edinme Hakkı Kanunu kapsamında yer alan ticari sır niteliğini taşıyan hususlar bu hükmün kapsamı dışındadır.
Yükümlülüğün yerine getirilmemesi
MADDE 137 – (1) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülükler hariç olmak üzere, Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, tüzel kişilerin bu Yönetmelik kapsamındaki kendisine ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşuna karşı olan yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda, ihlalin derhal ortadan kaldırılması için ilgili tüzel kişilere yazılı olarak ya da PYS aracılığı ile bildirimde bulunur. Bildirimin tebliğ tarihinden itibaren 15 gün içerisinde ihlalin giderilmemesi halinde Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.
(2) Kurum Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilen rapor kapsamında ve/veya mevzuatın ihlali yönünde elde ettiği bulgular çerçevesinde gerçekleştirdiği inceleme neticesinde ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygular.
Devir ve temlik
MADDE 138 – (1) Bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerle ilgili olarak yapılan, Dengeden Sorumlu Grup oluşturma haricindeki, devir, temlik ve taşınır rehinleri Piyasa İşletmecisine karşı hüküm ifade etmez. Bu Yönetmelik kapsamındaki alacak ve haklar ise ancak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen hususlara uygun olarak ve Piyasa İşletmecisinden onay almak kaydıyla rehin ve temlik edilebilir.
Tebligat
MADDE 139 – (1) Bu Yönetmelikle ilgili tüm bildirim ve faturalarda Piyasa Katılım Anlaşmasında, Vadeli Elektrik Piyasası Katılım Anlaşmasında, Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasında ve Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasında belirtilen usuller uygulanır.
Mücbir sebep
MADDE 140 – (1) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde belirtilen mücbir sebep hallerinde bu Yönetmelik hükümleri uygulamaya devam olunur.
Gizlilik
MADDE 141 – (1) Bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi, piyasa katılımcıları tarafından verilen bilgi ve belgelerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almakla yükümlüdür.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 142 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
İKİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri santralları
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Kanunun geçici 12 nci maddesi kapsamında lisans verilmiş olanlar da dahil olmak üzere yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri modelleri ile mevcut sözleşmeleri kapsamında TETAŞ’a elektrik enerjisi satmakta olan üretim tesislerine ilişkin kayıt güncelleme işlemleri TETAŞ tarafından yapılır.
(2) Bu kapsamdaki dengeleme birimlerinin günlük üretim programlarının ve yük alma ve yük atma tekliflerinin sunulmasına ve dengeleme mekanizmasına katılımları ile ilgili olarak bu Yönetmelikte düzenlenen iş ve işlemlerin yerine getirilmesine ilişkin hak ve yükümlülükler TETAŞ’a aittir.
(3) Söz konusu dengeleme birimlerine ait kabul edilen yük alma ve yük atma teklifleri, elektrik enerjisi alış ve satış miktarları ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları, TETAŞ’ın uzlaştırma hesabına işlenir ve söz konusu miktarlara ilişkin alacak ve borçlar TETAŞ’a tahakkuk edilir.
Kayıt güncelleme
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri kapsamında Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmış olan piyasa katılımcılarının kayıtları geçerliliğini sürdürür. Piyasa katılımcıları, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde kayıtlarında güncelleme yapılması ihtiyacı doğması durumunda, gerekli bilgi ve belgeleri Piyasa İşletmecisine sağlayarak kayıt güncelleme işlemlerini bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren en geç 2 ay içerisinde sanal uygulama kapsamında tamamlar. Kayıtların güncelleme işlemlerinin tamamlanması ile birlikte, piyasa katılımcıları, bir dengeden sorumlu gruba katılabilirler ya da ait oldukları dengeden sorumlu grubu değiştirebilirler.
Uygulamanın başlaması
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca yapılacak uygulamalar, 1/12/2009 günü saat 00:00’a kadar herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal uygulama kapsamında gerçekleştirilir. Sanal uygulamanın ilk 2 ayında profilleme uygulamasının geliştirilmesi, ikili anlaşmaların saatlik olarak yeniden düzenlenmesi ve tüm katılımcıların ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin gerekli altyapı ve kapasite geliştirmesi çalışmaları tamamlanır. Sanal uygulamanın son 5 ayında dengeleme ve uzlaştırma uygulamaları herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal olarak gerçekleştirilir. Sanal uygulamaya ilişkin ilgili tarafların görevleri, sorumlulukları ve yapılacak işlemler, kayıt güncelleme işlemleri tamamlanıncaya kadar TEİAŞ tarafından ilgili tüm taraflara duyurulur.
(2) 1/12/2009 tarihine kadar, 142 nci maddede yer alan Yönetmeliğin uygulanmasına devam olunur.
(3) 142 nci maddede yer alan Yönetmelik kapsamında yapılan uzlaştırma ve faturalama işlemleri ve bu işlemlere yapılan itirazlar, söz konusu Yönetmelik kapsamında sonuçlandırılır.
Teminat ve Avans Ödemeleri,
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Teminat mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına kadar piyasa katılımcılarının teminat sağlamaması, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine katılmaları önünde engel teşkil etmez. Teminatın sağlanmaması, piyasa katılımcıları ve dengeden sorumlu tarafların bu Yönetmelik kapsamındaki faaliyetlerine ilişkin ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Teminat ve avans ödemeleri mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına ilişkin çalışmalar 28/2/2011 tarihine kadar tamamlanır. Teminat ve avans ödemeleri mekanizması gün öncesi piyasasının işlerlik kazanması ile eş zamanlı olarak uygulamaya girer.
(2) Teminat mekanizmasının uygulamaya girdiği ilk 4 günde, piyasa katılımcılarından minimum teminat talep edilir.
(3) Teminat mekanizmasının uygulamaya girdiği tarihi takip eden ilk fatura dönemine ilişkin fatura bildirim tarihine kadar 129 uncu maddede yer alan hükümler uygulanmaz.
Gün öncesi planlama
GEÇİCİ MADDE 5 –
Dengeleme birimlerinin sayaç yerleri
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarihte sayaçları ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülebilmesini sağlayacak yerde bulunmayan dengeleme birimlerinin, dengeleme birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilmeleri için sayaç yerlerini 31/12/2010 tarihine kadar ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde ve ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülmesini sağlayacak şekilde değiştirmeleri esastır. Belirtilen süre içinde sayaç yerlerini değiştirmeyen üretim tesisleri 31/12/2010 tarihinden itibaren sadece uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilirler.
Teklif bölgelerinin belirlenmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak ilk kez yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, Gün Öncesi Piyasasında geçerli olacak teklif bölgelerinin, uygulamanın işlerlik kazanmasından en az 6 ay öncesinde Sistem İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına duyurulması esastır.
Otomatik Sayaç Okuma Sisteminin kurulması
GEÇİCİ MADDE 8, – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketleri tarafından 1/10/2012 tarihine kadar OSOS kurulmasına ilişkin çalışmalarını tamamlar. Bu sürenin bitimine kadar, OSOS kurulum işlemlerinin tamamlanamaması durumunda, OSOS kurulum yükümlülüğü saklı kalmak kaydıyla, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerinin belirlenmesinde bu Yönetmeliğin 81 inci maddesinin altıncı ve yedinci fıkralarında belirtilen hükümler uygulanır.
Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından 1/6/2010 tarihine kadar belirlenerek Kuruma teklif edilir.
Kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi
GEÇİCİ MADDE 10,
Dengeleme güç piyasası kapsamında etiket değerlerinin belirlenmesi ve sistem marjinal fiyatının hesaplanmasına ilişkin esaslar
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Kurum tarafından Başkan oluru ile yayımlanacak Dengeleme Güç Piyasası kapsamında Etiket Değerlerinin Belirlenmesi ve Sistem Marjinal Fiyatının Hesaplanması Prosedürünü en geç 1 Aralık 2011 tarihine kadar Kurum internet sitesi aracılığı ile piyasa katılımcılarına duyurulur.
Mevcut sayaçların OSOS kaydı
GEÇİCİ MADDE 12 – (1) İlgili dağıtım şirketi tarafından OSOS sisteminin işler hale getirilmesini müteakip, söz konusu tarihte kaydı yapılmış olan fakat Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamına dâhil olan sayaçlar için bu usul ve esas uyarınca görevlerini ve sorumluluklarını yerine getirmeleri için sorumlu tüzel kişilere durumun tebliğini takiben üç ay süre tanınır. Bu süre sonunda dağıtım şirketi tarafından sayaçların OSOS ile iletişim kurulması için gerekli test işlemleri gerçekleştirilir. Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamına dâhil olan sayaçlar için bu usul ve esaslar uyarınca sayaç üzerinde yer alacak uzaktan haberleşme donanımının testleri de bu esnada gerçekleştirilir.
(2) TEİAŞ tarafından kurulan OSOS sistemi kapsamına Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca dâhil olması gerekip, önceden kaydı yapılmış olan sayaçlar için ise bu usul ve esaslar uyarınca belirlenen görevlerini ve sorumluluklarını yerine getirmeleri gereken ilgili taraflara üç ay süre tanınır. Bu süre sonunda TEİAŞ tarafından OSOS ile iletişim kurulması için gerekli test işlemleri gerçekleştirilir. Söz konusu testin başarılı olmaması halinde OSOS sistemine dâhil edilemeyen sayaçların kaydı silinir.
OSOS’un kurulu olmadığı dönemde sayaç kayıtları
GEÇİCİ MADDE 13 – (1) Dağıtım şirketi tarafından tesis edilip işletilecek OSOS’un kurulu olmaması halinde Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca sayaç üzerinde yer alacak uzaktan haberleşme donanımını sağlamakla sorumlu olan tarafın bu sorumluluğunu yerine getirip getirmediği, OSOS’un kurulmasını müteakip yapılacak olan OSOS ile iletişim kurulmasına dair testler esnasında değerlendirilecektir. OSOS kurulana kadar yapılacak sayaç kayıtlarında, ilk endeks tespit protokolü ile ölçüm sistemlerinin test tutanağı yeterli kabul edilir.
(2) Bölgesinde bulunan serbest tüketiciye perakende satış anlaşması kapsamında kurulca onaylanmış perakende satış tarifeleri dışında, ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketi, madde 30/A uyarınca kayıt olması gereken bu şekilde tedarik yaptığı tüketicilere dair uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi kayıtlarını yaptırmak üzere 30/11/2010 tarihine kadar Piyasa İşletmecisine başvuracaktır. Piyasa İşletmecisi söz konusu başvurulara ilişkin kayıtları 30/4/2011 tarihine kadar tamamlar.
Risk Katsayısı
GEÇİCİ MADDE 14 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan Risk Katsayısı 1,5’tir.
Minimum nakit teminat tutarı
GEÇİCİ MADDE 15 – (1)
Teminat mektubu miktarı
GEÇİCİ MADDE 16, – (1)
Minimum teminat tutarı hesaplamaları
GEÇİCİ MADDE 17 – (1) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (STT_1) piyasa katılımcısının perakende, toptan satış lisansı sahibi tüzel kişi veya işletmedeki kurulu güç toplamı 1000 MW ve üzerinde olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda 200.000 TL’dir.
(2) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (STT_2) işletmedeki kurulu güç toplamı 50 MW ve altında olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda 10.000 TL’dir.
(3) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (TT_KGUC) işletmedeki kurulu güç toplamı 50 MW ile 1000 MW arasında olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda, 200 TL/MW’tır.
Asgari temerrüt matrahı ve asgari temerrüt faizi tutarı
GEÇİCİ MADDE 18,,
Merkezi uzlaştırma kuruluşu olarak çalışılacak bankanın belirlenmesi
GEÇİCİ MADDE 19 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren, bir ay içerisinde, bu Yönetmelikte yer alan merkezi uzlaştırma kuruluşuna ait görevleri yerine getirmek ve teminat mekanizmasının işletilmesi ve ödemelerin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilerek, piyasadaki nakit akışının sürekli bir şekilde sağlanması amacına yönelik olarak, Piyasa İşletmecisi ile piyasa katılımcıları tarafından kullanılacak olan merkezi uzlaştırma kuruluşu olarak İMKB Takas ve Saklama Bankası A.Ş. arasında beş yıl süreli merkezi uzlaştırma bankası anlaşması imzalanır.
Gün Öncesi Planlama Kapsamında Kısıt Yönetimi
GEÇİCİ MADDE 20 –
Dengesizlik fiyatı uygulamasına ilişkin katsayı
GEÇİCİ MADDE 21 – (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve 110 uncu madde uyarınca enerji dengesizlik tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan “k” ve “l” katsayılarının başlangıç değeri 0’dır.
Dengeleme Güç Piyasası kapsamında teklif seviyeleri arası fiyat farkı oranı
GEÇİCİ MADDE 22 – (1) 70 inci madde uyarınca teklif fiyatları arasında olabilecek farka ilişkin oranın başlangıç değeri %20’dir.
Fark Fonu
GEÇİCİ MADDE 23
Görevli perakende satış şirketinin kayıt işlemleri
GEÇİCİ MADDE 24 – (1) Dağıtım şirketleri ile 27/9/2012 tarihli ve 28424 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Dağıtım ve Perakende Satış Faaliyetlerinin Hukuki Ayrıştırılmasına İlişkin Usul ve Esaslar kapsamında kurulacak olan görevli perakende satış şirketleri en geç 1/2/2013 tarihine kadar gerekli kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvurur.
17 nci maddeye ilişkin uygulama işlemleri
GEÇİCİ MADDE 25 – (1) 17 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında oluşturulacak kategorilere ilişkin hususlar, 1/1/2013 tarihine kadar Kurul kararı ile belirlenir.
(2) 17 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında oluşturulacak kategorilere ve dağıtım şirketine ilişkin uzlaştırma işlemleri, 1/7/2013 tarihine kadar birlikte gerçekleştirilir.
(3) Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi 1/4/2013 tarihine kadar Kurum tarafından yayımlanır.
Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarı
GEÇİCİ MADDE 26 – (1) 1/1/2016 tarihine kadar Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarının sıfır bakiye düzeltme katsayıları kullanılarak piyasa katılımcılarından tahsiline devam edilir.
İletim kayıplarının TEİAŞ tarafından satın alınması
GEÇİCİ MADDE 27 – (1) TEİAŞ 1/1/2016 tarihinden itibaren iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlar. 1/1/2016 tarihinde iletim sistemi kayıplarının uzlaştırılmasını teminen TEİAŞ’ın Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kaydı gerçekleştirilir.
EPİAŞ’ın piyasa işletim faaliyetine başlaması
GEÇİCİ MADDE 28 – (1) EPİAŞ piyasa işletim lisansı alana kadar Piyasa İşletmecisi TEİAŞ’tır.
Yayımlanacak usul esas ve prosedürler
GEÇİCİ MADDE 29 – (1) Aşağıda yer alan usul esas ve prosedürler en geç 1/6/2015 tarihine kadar yayımlanır:
a) Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Raporlama Prosedürleri,
b) Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar.
Asgari ve Azami Fiyat Limitleri
GEÇİCİ MADDE 30 – (1) Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar çerçevesinde belirlenene kadar ilgili piyasalarda asgari fiyat limitleri 0 TL/MWh, azami fiyat limitleri 2000 TL/MWh olarak uygulanır.
Önceki alacak veya borçlara ilişkin uygulama
GEÇİCİ MADDE 31 – (1) TEİAŞ’ın taraf olduğu dava ve takiplerden EPİAŞ’ın faaliyetleriyle ilgili olanlar, EPİAŞ’ın faaliyete geçiş tarihinden itibaren EPİAŞ tarafından yürütülür.
Dengeleme birimi olan tüketim noktalarının dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen talimatlara ilişkin maliyetlerden muafiyeti
GEÇİCİ MADDE 32 – (1) Dengeleme birimi olan tüketim noktaları 1/1/2016 tarihine kadar 102/A ve 105/A maddeleri kapsamında hesaplanan yerine getirilmeyen yük alma/atma talimatlarına ilişkin maliyetlerden muaf tutulur.
Teminat Hesaplama Prosedürü ile Fark Tutarı Prosedürünün hazırlanması
GEÇİCİ MADDE 33 – (1) Teminat Hesaplama Prosedürü ve Fark Tutarı Prosedürü piyasa işletmecisi tarafından ilgili çalışmalar tamamlanarak 01/06/2016 tarihine kadar Kuruma sunulur.
Serbest tüketici portalı ile serbest tüketici veri tabanının geliştirilmesi
GEÇİCİ MADDE 34 – (1) EPİAŞ serbest tüketici portalı ile serbest tüketici veri tabanına ilişkin geliştirmeleri en geç 1/1/2017 tarihine kadar tamamlar.
Serbest olmayan tüketicilerin kaydı
GEÇİCİ MADDE 35 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler hizmet sundukları ve sayaçlarını okumakla yükümlü oldukları serbest olmayan tüketicilerin 30/B maddesinin birinci fıkrasında yer alan bilgilerini 1/6/2018 tarihine kadar serbest tüketici veri tabanına kaydeder.
(2) Söz konusu kayıtlar, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından güncel tutulur ve tüketici serbest olana kadar tedarikçilerin erişimine açılmaz.
Yaz saati uygulaması
GEÇİCİ MADDE 36 – (1) Yaz saati uygulamasının tüm yıl devam etmesi halinde bu Yönetmeliğin 50 nci, 52 nci, 57 nci, 58 inci, 63 üncü, 68 inci, 69 uncu, 71 inci, 88 inci ve 89 uncu maddeleri ile belirlenmiş olan süreler Piyasa İşletmecisi tarafından bir saate kadar ötelenebilir. Bu durumda belirlenen yeni süreler uygulanmaya başlamadan önce Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
Temerrüt garanti hesabının oluşturulması
GEÇİCİ MADDE 37 – (1) Vadeli elektrik piyasası dışında Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya yan hizmetler piyasası hariç olmak üzere mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalar için Temerrüt Garanti Hesabına İlişkin Usul ve Esaslar 1/1/2022 tarihine kadar yayımlanır.
Yürürlük
MADDE 143 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 144 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Tarihi | Sayısı
14/4/2009 14/4/2009 27200
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Tarihi | Sayısı
1- | 1/10/2009 27363
2- | 26/11/2009 27418 (Mükerrer)
3- | 17/4/2010 27555
4- | 6/11/2010 27751
5- | 20/2/2011 27852
6- | 3/11/2011 28104
7- | 3/3/2012 28222
8- | 18/9/2012 28415
9- | 30/12/2012 28513 (2. Mükerrer)
10- | 5/1/2013 28519
11- | 28/3/2015 29309
12- | 15/7/2015 29417
13- | 29/4/2016 29698
14- | 28/5/2016 29725
15- | 30/10/2016 29873
16- | 14/01/2017 29948
17- | 16/5/2017 30068
18- | 18/1/2018 30305
19- | 17/11/2018 30598
20- | 9/8/2019 30857
21- | 2/2/2020 31027 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0999d02112501.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11323 Karar Tarihi: 27/10/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/10/2022 tarihli toplantısında;
Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin (Yönetmelik) 132/D maddesinin onbirinci fıkrası kapsamında; 31/12/2022 tarihine kadar uygulanmak üzere; görevli tedarik şirketlerinin Yönetmeliğin 132/Ç maddesinin birinci fıkrasında belirtilen avans ödeme bildirimlerinde yer alan bedellerin, en fazla % 50 (yüzde elli) oranındaki tutarı için Yönetmeliğin 132/D maddesinin onbirinci fıkrası çerçevesinde işlem tesis edilmesine,
Bu kararın 01/11/2022 tarihinde yürürlüğe girmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_09d9c77431429.DOCX | (30 Mayıs 2018 Tarihli ve 30436 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI TÜKETİCİ HİZMETLERİ YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; serbest, serbest olmayan ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı ile buna ilişkin hizmetlerin sunulmasında tüketici, tedarikçiler ve/veya dağıtım şirketleri arasındaki iş ve işlemlere esas asgari standart, usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, tüketicilere hizmetlerin yeterli, kaliteli ve sürekli olarak sunulması için;
a) Tedarikçiler ile tüketimi düşük serbest tüketiciler arasında yapılacak ikili anlaşmada yer alacak asgari usul ve esaslara,
b) Görevli tedarik şirketleri ile serbest olmayan tüketiciler ya da son kaynak tedariki kapsamındaki tüketiciler arasında yapılacak perakende satış sözleşmesinde yer alacak asgari usul ve esaslara,
c) Dağıtım şirketleri ile tüketiciler ve tedarikçiler arasında;
1) Sayaç ve sayaca erişim, okunmasına ve kontrolüne,
2) Kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımının tespiti ve bu kapsamda yapılacak iş ve işlemlere,
3) Elektriğin kesilmesi ve bağlanmasına,
ç) Tüketici şikâyetlerinin yapılması, bu şikâyetlerin değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması ile tüketicilerin bilgilendirilmesine yönelik usul ve esaslara,
d) Tüketicilerin hak ve yükümlülüklerine,
ilişkin hükümleri kapsar.
(2) Tedarikçiler ile tüketimi düşük serbest tüketiciler arasında 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanunu ile 5/1/2002 tarihli ve 4735 sayılı Kamu İhale Sözleşmeleri Kanunu kapsamında yapılacak ikili anlaşmalarda düzenlenmeyen hususlar hakkında işbu Yönetmeliğin üçüncü bölüm hükümleri uygulanır.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Aktif enerji: Aktif gücün zamanla çarpımından elde edilen ve kWh birimi ile ölçülen enerjiyi,
b) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
c) Bağlantı gücü: Bir kullanım yerinin elektrik projesinde belirtilen kurulu gücün, kullanma faktörü ile çarpılması suretiyle hesaplanan güç miktarını,
ç) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
d) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
e) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım şirketinin lisansında tanımlanan bölgeyi,
f) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
g) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
ğ) DBS: Doğrudan Borçlandırma Sistemini,
h) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
ı) Enerji Tanımlama Kodu (EIC): Oluşturulmasına ilişkin usul ve esasları ENTSO-E tarafından belirlenip kuruluşun resmi internet sitesinde duyurulan ve ENTSO-E’ye bağlı tüm ülkelerde kullanılan, enerji tanımlama kodlama sistemini,
i) Gecikme zammı: 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammını,
j) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariği yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
k) İkili anlaşma: Gerçek veya tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
l) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, lisans, genelge ve Kurul kararlarını,
m) İlgili tüzel kişi: İlgisine göre, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi ve/veya tedarikçiyi,
n) Kalıcı veri saklayıcısı: Tüketicinin gönderdiği veya kendisine gönderilen bilgiyi, bu bilginin amacına uygun olarak incelemesine elverecek şekilde kaydedilmesini ve değiştirilmeden kopyalanmasını sağlayan ve bu bilgiye aynen ulaşılmasına imkân veren kısa mesaj, elektronik posta, internet, disk, CD, DVD, hafıza kartı ve benzeri her türlü araç veya ortamı,
o) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
ö) Kesme-bağlama bedeli: Tüketicinin elektriğinin bağlanması aşamasında uygulanan ve Kurul tarafından belirlenen bedeli,
p) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
r) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
s) Mühürleme: Sayaç ve ölçü devresi elemanlarına dışarıdan yapılacak müdahaleyi önlemek amacıyla dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından ilk enerji verme, sayaç ve ölçü devresi elemanlarını kontrol ve durumunu tespit etme, enerji kesme ve açma gibi işlemler yapıldıktan sonra mühür ile ölçü düzeneğini muhafaza altına alma ya da aldırma yöntemini,
ş) Ortak sayaç: Aynı tüketici grubunda birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin elektrik enerjisi tüketimlerini ölçmek amacıyla tesis edilen tek bir sayacı,
t) Perakende satış: Elektriğin tüketicilere satışını,
u) Perakende satış sözleşmesi: Bağlantı anlaşması mevcut olan kullanım yeri için, görevli tedarik şirketi ile tüketiciler arasında ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, perakende satış tarifesi veya son kaynak tedarik tarifesinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite temini ile hizmet alımına yönelik olarak yapılan faaliyetlere ilişkin koşul ve hükümleri kapsayan sözleşmeyi,
ü) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
v) Reaktif güç: Elektrik akımının gerilime göre 90 derece faz farklı, iş görmeyen ve kVAr birimi ile ölçülen gücü,
y) Tüketimi düşük serbest tüketici: Yıllık elektrik enerjisi tüketimi 100.000 kWh’tan düşük olan serbest tüketiciyi,
z) Tüketici grubu: Benzer özelliklere sahip olmaları sebebiyle bir grup olarak dikkate alınan tüketicileri,
aa) Reaktif enerji: Reaktif gücün zamanla çarpımından elde edilen ve kVArh birimi ile ölçülen enerjiyi,
bb) Sayaç: Tüketicinin, elektrik enerjisi tüketimini ölçmek amacıyla ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak tesis edilen cihazı,
cc) Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli tedarik şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,
çç) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim sistemine doğrudan bağlı olması veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
dd) Son kaynak tedarikçisi: Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketicilere enerji temin etmekle görevlendirilmiş olan tedarik lisansı sahibi şirketi,
ee) Son kaynak tedariği: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilere elektrik enerjisi tedariğini,
ff) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
gg) Tedarik: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan veya perakende satışını,
ğğ) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
hh) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
ıı) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ii) Tekil kod: Dağıtım şirketleri tarafından dağıtım bölgelerindeki her bir tüketim noktası için belirlenen ve tüketim noktasının Piyasa Yönetim Sistemine kaydı için de kullanılan münhasır kayıt kodunu,
jj) TÜİK: Türkiye İstatistik Kurumunu,
kk) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ll) Yeraltısuyu Kullanma Belgesi: 16/12/1960 tarihli ve 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanunda belirtilen Kullanma Belgesini,
mm) Dönemsel kullanım: Okuma bölgesinde yıl içinde ardışık olmak üzere altı ay ve üzeri hiç tüketim olmayan kullanım yerlerindeki tüketim ile tarımsal sulama amaçlı tüketimleri,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Elektrik Enerjisi ve/veya Kapasite Tedariği, Serbest Tüketici ve Serbest Olmayan Tüketici
Elektrik enerjisi ve/veya kapasite tedariki
MADDE 5 – (1) Tüketici; serbest tüketici, serbest olmayan tüketici ya da son kaynak tedariki kapsamındaki tüketici statüsünde elektrik enerjisi ve/veya kapasiteyi tedarikçilerden temin eder.
Serbest tüketici kapsamı ve elektrik tedariki
MADDE 6 – (1) Aşağıdaki koşulları sağlayan tüketiciler serbest tüketici olarak kabul edilir;
a) İletim sistemine doğrudan bağlı olan gerçek veya tüzel kişiler,
b) Organize sanayi bölgesi tüzel kişilikleri,
c) Bir önceki takvim yılında veya içinde bulunulan yılda serbest tüketici limitini aşan miktarda elektrik tüketilen kullanım yerinin kullanım hakkına sahip ya da kullanım hakkını edinen tüketiciler.
(2) Elektrik enerjisi tüketimleri tek bir ortak sayaç ile ölçülebilen birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin tükettiği toplam elektrik enerjisi miktarının serbest tüketici limitini geçmesi durumunda, bu kişilerin birlikte serbest tüketici niteliği kazandığı kabul edilir.
(3) Serbest tüketiciler elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını tedarikçi ile ikili anlaşma yaparak temin edebilirler.
(4) Serbest tüketiciler, ikili anlaşmalarının herhangi bir şekilde sona ermesi veya talep etmeleri halinde, bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, bölgelerindeki görevli tedarik şirketinden son kaynak tedariki kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın alabilir.
(5) Serbest tüketici kapsamında yer alan tüketicilerin tedarikçisini seçme hakkını kullanmaları halinde; sayaçların Kurum tarafından yayımlanan düzenlemelere uygun çok zaman dilimli ölçüm yapabilen elektronik sayaçlar olması zorunludur. Dağıtımdan bağlı tüketiciler için uygun olmayan sayaçlar dağıtım şirketi tarafından ilgili ay içerisinde değiştirilir ve sayacın uygun olmaması, tedarikçi seçme hakkının kullanılmasına engel teşkil etmez.
(6) Serbest tüketici niteliği ile birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin aralarından yetkilendirdiği bir tüketici adına satın alınan tek bir ortak sayaç ile ölçülebilen elektrik enerjisinin, kâr amaçlı olarak tekrar satışı yapılamaz.
(7) Aynı gerçek veya tüzel kişinin aynı tüketici grubunda bulunan kullanım yerlerinin yıllık toplam elektrik enerjisi tüketim miktarının sözleşmenin kurulduğu tarihte 100.000 kWh ve üzerinde olması ve her birinin yıllık tüketiminin serbest tüketici limitini geçiyor olması halinde Üçüncü Bölüm hükümleri uygulanmaz.
Serbest olmayan tüketici kapsamı ve elektrik tedariki
MADDE 7 – (1) Aşağıdaki koşullara sahip tüketiciler serbest olmayan tüketici olarak kabul edilir;
a) Bir önceki takvim yılında ve içinde bulunulan yılda, kullanım hakkına sahip olduğu ya da kullanım hakkını edindiği kullanım yerindeki elektrik tüketimi serbest tüketici limitini aşmayan tüketici,
b) Serbest tüketici olup da bir önceki takvim yılına ait toplam elektrik enerjisi tüketiminin cari takvim yılı için belirlenmiş serbest tüketici limitinin altında kalan tüketici,
c) İlk defa bağlantı anlaşması yapılmış kullanım yerinde elektrik enerjisi tüketen tüketici.
(2) Serbest olmayan tüketiciler elektrik enerjisi ve/veya kapasiteyi sadece bulunduğu dağıtım bölgesindeki görevli tedarik şirketi ile perakende satış sözleşmesi yaparak temin eder.
(3)
Son kaynak tedariki kapsamında tüketici ve elektrik tedariki
MADDE 8 – (1) Aşağıdaki koşullara sahip tüketiciler son kaynak tedariki kapsamındaki tüketici olarak kabul edilir;
a) Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketici,
b) İkili anlaşma ile elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın almakta olan bir serbest tüketicinin ikili anlaşmasının herhangi bir nedenle sona ermesi nedeniyle ilgili görevli tedarik şirketinden elektrik alan tüketici.
(2) İlgili görevli tedarik şirketi bu madde kapsamında yer alan tüketicilere son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlamakla yükümlüdür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İkili Anlaşma
İkili anlaşmanın tarafları
MADDE 9 – (1) Bu bölümde yer alan ikili anlaşmaya ilişkin usul ve esaslar, tüketimi düşük serbest tüketicilerle tedarikçiler arasında yapılan ikili anlaşmaları kapsar.
İkili anlaşma türleri ve genel esaslar
MADDE 10 – (1) Tedarikçiler tüketimi düşük serbest tüketicilere belirli süreli ya da belirsiz süreli ikili anlaşma önerebilir.
(2) Belirli süreli ikili anlaşmaların süresi üç yıldan fazla olamaz.
(3) İkili anlaşma ve ekleri ile Tüketici Hakları Bilgilendirme Formu (EK-1), İkili Anlaşma Ön Bilgilendirme Formu (EK-2-A) ve İkili Anlaşma Değişiklik Bildirimi (EK-3) en az on iki punto büyüklüğünde, anlaşılabilir bir dilde, açık, sade ve okunabilir bir şekilde düzenlenir.
(4) Tedarikçinin ikili anlaşmanın kurulmasına, yenilenmesine ve ikili anlaşmada değişiklik yapılmasına ilişkin önerisi karşısında tüketicinin susması veya açıkça reddetmemesi önerinin kabulü olarak yorumlanamaz ve aksi hükme ikili anlaşmada yer verilemez.
İkili anlaşmanın kapsamı
MADDE 11 – (1) İkili anlaşmada asgari aşağıdaki hususların yer alması zorunludur;
a) Tedarikçinin adı, unvanı, adresi, MERSİS numarası, vergi kimlik numarası, lisans numarası, tüketici hizmetleri merkezlerinin telefon ve faks numaraları ile internet ve elektronik posta adresleri,
b) Tüketicinin adı, soyadı, unvanı, adresi, T.C. kimlik veya vergi kimlik numarası, Türk vatandaşı olmayan kişiler için pasaport numarası veya uluslararası geçerliliği olan muadili belge numarası, bulunması halinde tüketicinin telefon numarası veya e-posta adresi,
c) İkili anlaşmanın kurulma tarihi ile elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışının başlangıç tarihi,
ç) İkili anlaşmanın süresi,
d) Elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışına esas fiyatlandırma,
e) Tahsilatında aracı olunan iletim ya da dağıtım bedeli ile uygulanan fon, pay ve vergiler,
f) Güvence bedeli/teminat alımı ve uygulaması,
g) Faturanın zamanında ödenmemesi durumuna ilişkin uygulanması öngörülen gecikme faizi ile tarafların temerrüde düşmesinin hukuki sonuçları,
ğ) Faturalarda ve faturalandırmaya esas unsurlarda hata tespiti durumunda eksik veya fazla bedelin tahsili veya iadesine ilişkin hükümler,
h) İkili anlaşma kapsamında cayma hakkının kullanılmasına ve/veya ceza koşulunun uygulanmasına ilişkin şartlar, süre ve cayma bedeli ve/veya ceza koşulunun tutarı,
ı) İkili anlaşmanın yenilenmesi ya da süre uzatımı,
i) İkili anlaşmanın hükümlerinde değişiklik yapma,
j) İkili anlaşmanın sonlandırılması,
k) Tedarikçinin hak ve yükümlülükleri,
l) Tüketicilerin hak ve yükümlülükleri,
m) İkili anlaşmanın feshine ilişkin koşullar,
n) Şikâyetlerin çözümü,
o) İkili anlaşma uyuşmazlıklarında yetkili çözüm mercii.
(2) İkili anlaşma kapsamındaki hususlara ilişkin işbu Yönetmelikte düzenlenen cayma hakkı, haklı fesih sebepleri, anlaşmanın yenilenmesi gibi hükümlere ikili anlaşmada açıkça yer verilir. İkili anlaşmada ve eklerinde ilgili mevzuata aykırı hükümlere yer verilemez. İkili anlaşmada yer alan ilgili mevzuata aykırı hükümler geçersizdir.
İkili anlaşma kurma
MADDE 12 – (1) Tedarikçi ikili anlaşma kurulmadan önce EK-1 ve EK-2’de yer alan standart formlarla açık ve anlaşılabilir bir şekilde kayıt altına almak suretiyle kağıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısı ile tüketiciyi bilgilendirmek ve tüketicinin söz konusu bilgileri edindiğini teyit etmesini sağlamak zorundadır. Söz konusu bilgilendirmenin yapıldığına ve tüketici tarafından teyit edildiğine ilişkin ispat yükü tedarikçiye aittir. Bilgilendirmenin gereği gibi ya da hiç yapılmamış olması tüketici için haklı fesih sebebidir.
(2) İkili anlaşmalar yazılı veya mesafeli olarak kurulabilir. Yazılı olarak kurulan ikili anlaşma el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanır. Tedarikçi tarafından ikili anlaşma ve eklerinin “aslının aynıdır” onaylı bir örneğinin anlaşmanın kurulduğu gün kağıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısı ile tüketimi düşük serbest tüketiciye verilmesi zorunludur.
(3) Tedarikçi ikili anlaşma ve ekleri ile EK-1 ve EK-2’de dahil olmak üzere ikili anlaşmanın kurulmasına ilişkin bilgi ve belgeleri kâğıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısı ile ikili anlaşmanın sonlanmasını izleyen 3 yıl süresince saklar ve istendiğinde Kuruma ve yıl içerisinde bir defadan fazla olmamak üzere tüketiciye sunar. Tedarikçi bu kapsamda tüketiciden herhangi bir ücret talep edemez.
Cayma hakkı
MADDE 13 – (1) Tüketimi düşük serbest tüketici, ikili anlaşmanın kurulduğu ya da yenilendiği tarihten itibaren 14 gün içerisinde herhangi bir gerekçe göstermeksizin ve cayma bedeli ödemeksizin telefonla, e-postayla veya yazılı olarak bildirim yapmak suretiyle anlaşmadan cayma hakkına sahiptir.
Belirli süreli ikili anlaşmanın süre bitiminde sona ermesi ve yenilenmesi
MADDE 14 – (1) Belirli süreli ikili anlaşma, anlaşmada belirlenen sürenin sonunda kendiliğinden sona erer. Tedarikçi ikili anlaşmanın sona ereceği tarihten en az 60 gün önce tüketiciyi ikili anlaşmanın sona ereceği tarih ve tüketicinin kendi portföyünden çıkartılacağı tarih konusunda kayıt altına almak suretiyle bilgilendirir.
(2) Belirli süreli ikili anlaşmada ikili anlaşmanın belirlenen süre kadar kendiliğinden yenileneceğine veya uzayacağına ilişkin hükümler konulamaz.
(3) Belirli süreli ikili anlaşmanın yenilenmesinde tedarikçi tarafından 12 nci madde hükümlerine göre işlem tesis edilir.
İkili anlaşma hükümlerinde değişiklik yapma
MADDE 15 – (1) Belirli süreli ikili anlaşmalarda anlaşma süresince anlaşma ve eklerinde tüketici aleyhine değişiklik yapılamaz.
(2) İkili anlaşmada tedarikçiye tüketici aleyhine tek taraflı değişiklik yapma yetkisi veren hükme yer verilemez. Tedarikçi ikili anlaşmaya ilişkin değişiklik önerisini kayıt altına almak suretiyle değişikliğin yürürlüğe gireceği tarihten en az 15 gün önce EK-3 formunu ve değişikliği içeren ikili anlaşmayı kayıt altına almak suretiyle tüketiciye iletir.
(3) Değişiklik önerisi, tüketicinin kabulüyle EK-3 formunda belirtilmiş olan tarihte yürürlüğe girer.
(4) İkili anlaşma hükümlerinde değişiklik yapma işleminin bu maddede düzenlenen şekilde yapıldığına ilişkin ispat yükü tedarikçiye aittir. Aksi takdirde söz konusu değişiklik yapılmamış sayılır.
Haklı fesih sebepleri
MADDE 16 – (1) Tüketimi düşük serbest tüketici, belirli süreli ikili anlaşmayı süresi sona ermeden önce aşağıda sayılanlarla sınırlı olmamakla birlikte aşağıdaki haklı sebeplerden bir veya birkaçına dayanarak cayma bedeli ve/veya ceza koşulu ödemeksizin önceden bildirim yapmak suretiyle feshedebilir;
a) İkili anlaşmanın kurulması, yenilenmesi ve ikili anlaşmada değişiklik yapma süreçlerinde tedarikçi tarafından yapılması gereken bilgilendirme veya bildirimler gereği gibi ya da hiç yapılmadığında,
b) Tedarikçi tüketimi düşük serbest tüketicinin ikili anlaşma kapsamında doğan alacağını işbu Yönetmelikte özel olarak düzenlenen süre içerisinde, diğer hallerde alacağın muaccel olduğu tarihten itibaren en geç 5 iş günü içerisinde ödemezse,
c) İkili anlaşmada belirtilen tedarikçinin portföyüne geçiş tarihinde tedarikçiden kaynaklanan nedenlerle tüketici tedarikçinin portföyüne geçirilmezse,
ç) Tüketimi düşük serbest tüketicinin başka bir kullanım yerine taşınması ya da başka bir kullanım yerine taşınmaksızın kullanım yerini tahliye etmesi halinde,
d) İlgili mevzuat kapsamında tedarikçi temerrüde düştüğünde,
e) İkili anlaşma kapsamındaki fatura, 32 nci maddenin üçüncü fıkrası hariç olmak üzere, dağıtım şirketince okunarak PYS’ye girilen endeks değerlerine göre düzenlenmezse.
(2) Tedarikçi, ikili anlaşmayı aşağıda sayılanlarla sınırlı olmamakla birlikte aşağıdaki haklı sebeplerden bir veya birkaçına dayanarak cayma bedeli ve/veya ceza koşulu ödemeksizin feshedebilir;
a) Tüketimi düşük serbest tüketici ikili anlaşmada belirlenen güvence bedelini süresi içerisinde ödemediğinde,
b) Kullanım yerinde usulsüz ya da kaçak elektrik enerjisi tüketildiğinde,
c) Tüketiciye ilişkin iflasının kesinleşmesi ve tasfiye memuru atanması hallerinde.
(3) Tüketimi düşük serbest tüketici belirsiz süreli ikili anlaşmayı herhangi bir gerekçe göstermeksizin ve cayma bedeli ve/veya ceza koşulu ödemeksizin istediği zaman feshedebilir.
İkili anlaşmanın sonlandırılmasına ilişkin süreç
MADDE 17 – (1) 16 ncı madde kapsamında feshe ilişkin bildirim 13/1/2011 tarihli 6102 sayılı Türk Ticaret Kanununun 18 inci maddesinin üçüncü fıkrası saklı kalmak kaydıyla, kayıt altına alınmak suretiyle telefonla, e-postayla veya yazılı olarak yapılabilir. Bildirimlerin tedarikçi tarafından alındığı tarih bildirim yapma tarihidir.
(2) İkili anlaşmanın tahliye nedeniyle sonlandırılması halinde tedarikçi dağıtım şirketini bilgilendirir. Dağıtım şirketi kentsel ve kentaltı dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç 1 gün içerisinde, kırsal dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç 2 gün içerisinde son endeks değerlerini alarak kullanım yerinin elektriğini keser. Endeks değerlerinin alınmasını izleyen gün içerisinde bu değerler tedarik şirketine bildirilir.
İkili anlaşma kapsamında yer alacak bedeller
MADDE 18 – (1) İkili anlaşma kapsamında elektrik enerjisi ve kapasite satışına ilişkin aktif enerji bedeli ile tahsilatına aracı olunan ilgili mevzuat gereği uygulanan dağıtım sistem kulanım bedeli ve diğer mevzuat gereği fon, pay ve vergiler ile bunun dışında Kurulca onaylanmış ve tahsilinde aracı olunan bedeller de yer alır. Tahsilatına aracı olunan bu bedellerin neler olduğu ile bunların anlaşmanın düzenlendiği tarihteki tutarı ve değişmesi durumunda yeni tutarların tüketiciye ne şekilde bildirileceğine ilişkin bilgiye ikili anlaşmada yer verilir. (EK-2-B)
(2) Tedarikçi ikili anlaşma kapsamında yapacağı elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı için tek ya da çok zamanlı dilimlerinde olmak üzere aktif enerji bedelini kr/kWh olarak fiyatlandırır. Fiyatlandırma yönteminde düzenlemeye tabi fiyatlarla mukayese edebilirlik esas alınır.
Güvence bedeli
MADDE 19 – (1) Tedarikçi, tüketimi düşük serbest tüketiciden elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışına ait ödeme yükümlülüğünü yerine getirmeme riskine karşılık güvence bedelini anlaşma yapılırken nakit ya da teminat mektubu olarak talep edebilir. Güvence bedelinin peşin ya da taksitlendirme yoluyla alınıp alınmayacağı ve ne zaman talep edileceğine ilişkin hususlar ikili anlaşmada açıkça ifade edilir.
(2) Güvence bedeli talebinde aşağıda belirtilen hususlar dikkate alınabilir. Tüketicinin;
a) Geçmiş 12 aylık fatura dönemine ait ödeme bilgisinin olmaması,
b) Fatura ödemelerinin düzensiz olması,
c) Zamanında ödenmeyen borçtan elektriğinin kesilmiş olması.
(3) Güvence bedelinin iadesinde; kullanım yerinin son endeks okuma bilgileri tedarikçiye bildirildikten sonra, nakit tahsil edilen güvence bedeli asgari TÜFE oranı dikkate alınarak güncellenir. Güncelleme yapılmasını takiben, tüketimi düşük serbest tüketicinin söz konusu ikili anlaşmasına ilişkin tedarikçiye olan tüm borçlarının ödenmesinden sonra varsa güncellenmiş güvence bedelinin bakiyesi, anlaşmanın sona erme tarihinden itibaren en geç 5 iş günü içerisinde tüketicinin talep ettiği ödeme şekline göre iade edilir. İade için, borcun ödenmesi dışında, herhangi bir koşul ileri sürülemez ve belge istenemez. Zamanında iade edilmeyen güvence bedeli için bu Yönetmelikte belirtilen gecikme faizi uygulanır.
(4) Nakit güvence bedeli tahsili, şirket vezneleri ve müşteri hizmet merkezleri dışında elden yapılamaz.
Ceza koşulu/cayma bedeli
MADDE 20 – (1) Belirli süreli ikili anlaşmada tedarikçi ya da tüketimi düşük serbest tüketici aleyhine ceza koşulu ancak haksız fesih işlemleri için kararlaştırılabilir. Haksız fesih, haklı bir sebebe dayanmaksızın yapılan fesihtir.
(2) 7/11/2013 tarihli ve 6502 sayılı Tüketicinin Korunması Hakkında Kanun ve ilgili ikincil mevzuat kapsamındaki tüketiciler hariç, tüketimi düşük serbest tüketicinin ödeyeceği cayma bedeli ve/veya ceza koşulu cayma tarihi ya da fesih tarihi öncesi tüketicinin son 12 aylık tüketim toplamı ile cayma tarihinde ya da fesih tarihinde uygulanan fiyat esas alınarak hesaplanan toplam tutarın % 10’unu geçemez.
(3) Tedarikçi tarafından anlaşmanın haksız feshedilmesi durumunda tedarikçi tüketimi düşük serbest tüketiciye ikinci fıkra kapsamında belirlenen tutarda ceza koşulu öder.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Perakende Satış Sözleşmesi
Perakende satış sözleşmesi başvurusu
MADDE 21 – (1) Perakende satış tarifesi veya son kaynak tedarik tarifesinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite almak isteyen gerçek veya tüzel kişiler, ilgili görevli tedarik şirketine yazılı veya şirketin kurumsal iletişim kanalları ya da e-Devlet kapısı aracılığıyla başvuruda bulunur. Başvuru sırasında bu madde hükümlerince belirlenen bilgi ve belgeler sunulur. Sözleşmeye konu kullanım yeri için görevli tedarik şirketinde ve dağıtım şirketinde mevcut olan bilgi ve belgeler, başvuru sahibinden ayrıca istenmez. Görevli tedarik şirketince istenmesi halinde dağıtım şirketi kullanım yeri ile sayaç ve ölçü sistemlerine ilişkin bilgileri vermek zorundadır. Kullanım yerinde geçerli bir perakende satış sözleşmesi bulunan yerler için şirketin kurumsal iletişim kanalları ya da e-Devlet kapısı aracılığıyla başvuru yapılamaz.
(2) Birinci fıkra kapsamındaki tüm başvurular kayıt altına alınır. Görevli tedarik şirketi usulüne uygun olarak yapılan başvuruları, şirketin mesai saatleri dışında yapılması halinde en geç takip eden ilk iş günü, diğer hallerde aynı gün içerisinde sonuçlandırır.
(3) Birinci ve ikinci fıkra kapsamında yapılan başvuruda, başvuru sahibinden, perakende satış sözleşmesinde yer verilmek üzere;
a) Başvuru sahibinin gerçek kişi olması halinde T.C. kimlik numarasını, Türk vatandaşı olmayan kişiler için pasaport numarasını veya uluslararası geçerliliği olan muadili belge numarasını, kimlik bilgilerini, elektrik kullanılacak yerin adresi ile mülkiyetinin kime ait olduğunu ve kullanım yerini hangi sıfatla kullandığını,
b) İşyeri açan gerçek ve tüzel kişilerden, (a) bendine ek olarak, ayrıca ticaret unvanlarını, vergi kimlik numaralarını, bağlı bulundukları vergi dairesini, ticaret sicil numaralarını ve ticaret sicil kaydını yaptıkları ticaret sicil memurluğunun adını,
beyan etmesi istenir. Perakende satış sözleşmesi başvurusu yapan gerçek ve tüzel kişilerden kimlik fotokopisi, ikametgâh belgesi, tapu fotokopisi, kira sözleşmesi, daha önce kullanımda bulunduğu yerde elektrik borcunun olmadığını gösterir “borcu yoktur” belgesi, ticaret sicil gazetesi, vergi levhası veya vergi numarasını gösterir belge istenmez. Perakende satış sözleşmesinde bahsi geçen binanın veya tesisin mülkiyetinin kime ait olduğu konusunda da tüketicinin beyanı esas alınır ve bu hususta ayrıca bir belge istenmez.
(4) Üçüncü fıkra kapsamında beyan edilen kimlik bilgileri, Nüfus ve Vatandaşlık İşleri Genel Müdürlüğünün kurumsal internet sitesi üzerinden T.C. kimlik numarası doğrulaması yoluyla veya başvuru sahibinin nüfus cüzdanı istenip doğrudan kontrol edilerek teyit edilebilir. İşyeri açan talep sahiplerinin vergi kimlik numaraları Gelir İdaresi Başkanlığının kurumsal internet sitesi üzerinden e-vergi levhası sorgulaması yoluyla ticaret sicil bilgileri ise Ticaret Sicil Gazetesi Müdürlüğünün kurumsal internet sitesi üzerinden ticaret sicil sorgulaması yoluyla teyit edilir.
(5) Tedarikçisi ve tüketici grubu aynı kalmak kaydıyla perakende satış sözleşmesi kapsamında elektrik enerjisi tedarik etmekteyken, kullanım yerini değiştiren tüketicinin bir önceki kullanım yerine ait elektrik enerjisi tüketiminden kaynaklanan yükümlülüklerini yerine getirmesi zorunludur. Bu yükümlülükler yerine getirilmeden yeni bir perakende satış sözleşmesi imzalanamaz.
(6) Perakende satış sözleşmesi imzalandıktan sonra, bu madde kapsamında beyan edilen bilgilerin doğruluğuna ilişkin üçüncü bir şahıs tarafından görevli tedarik şirketine bir şikâyette bulunulması halinde, görevli tedarik şirketi tarafından tüketiciye perakende satış sözleşmesi yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı bir belgeyi, bildirim tarihinden itibaren 10 iş günü içerisinde sunması gerektiği ve aksi halde sözleşmesinin iptal edilerek elektriğinin kesileceği bildirilir. Tüketicinin perakende satış sözleşmesi yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı bir belgeyi bu süre içerisinde görevli tedarik şirketine sunmaması halinde, tüketicinin gerçeğe aykırı beyanda bulunduğu kabul edilir ve söz konusu tüketicinin perakende satış sözleşmesi iptal edilir.
(7) Sekizinci maddenin birinci fıkrasının (b) bendi kapsamındaki serbest tüketici ile görevli tedarik şirketi arasındaki perakende satış sözleşmesi son kaynak tedariki kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite temininin başladığı tarihte kurulur ve yürürlüğe girer. Görevli tedarik şirketinin veya tüketicinin isteği halinde perakende satış sözleşmesi el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanabilir.
a) Görevli tedarik şirketi son kaynak tedariki kapsamında tüketiciye elektrik teminine başladığı tarihten itibaren 2 iş günü içinde kayıt altına almak suretiyle kısa mesaj, telefon, e-posta veya posta yoluyla aşağıda belirtilen hususlarda bildirimde bulunur;
1) Son kaynak tedariki kapsamında elektrik tedarikinin görevli tedarik şirketince yapılacağı ve görevli tedarik şirketine ait unvan, adres ve iletişim bilgileri,
2) Son kaynak tedarikinin başladığı tarih,
3) Tüketicinin son kaynak tedariki kapsamında elektrik tedarikinin başladığı tarih itibarıyla perakende satış sözleşmesinin tarafı olduğu,
4) Kurul onaylı son kaynak tarifesine tabi tutulacağı,
5) Güvence bedelini ödemek ve perakende satış sözleşmesine esas güncel kimlik, adres ve iletişim bilgilerini bildirmek üzere bu bildirimin yapıldığı tarihten itibaren 10 iş günü içinde görevli tedarik şirketine başvurmak zorunda olduğu aksi takdirde elektriğin kesilebileceği,
6) Tüketicinin perakende satış sözleşmesini herhangi bir gerekçe göstermeksizin ve ceza koşulu ödemeksizin istediği zaman feshedebileceği.
b) Tüketicinin ilgili görevli tedarik şirketine öngörülen süreler içinde başvurarak güvence bedeli ödeme ile kimlik, adres ve iletişim bilgilerini bildirmeye ilişkin yükümlülüğünü yerine getirmemesi halinde elektriği kesilebilir.
c) Perakende satış sözleşmesinin “aslının aynıdır” onaylı bir örneği perakende satış sözleşmesi yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 15 iş günü içerisinde tüketiciye verilir.
ç) Bu madde kapsamında yapılan işlemler ayrı maliyet tabloları oluşturularak izlenir.
Perakende satış sözleşmesinin imzalanması
MADDE 22 – (1) Perakende satış sözleşmesi yazılı veya mesafeli olarak kurulabilir. Kurulan sözleşmenin “aslının aynıdır” onaylı bir nüshası, sözleşmenin kurulduğu gün kağıt üzerinde veya kalıcı veri saklayıcısıyla ilgili tüketiciye verilir veya gönderilir. Yazılı olarak kurulan perakende satış sözleşmesi, el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanır. Sözleşmenin kurulmasına dair ispat yükümlülüğü görevli tedarik şirketine aittir. Görevli tedarik şirketi kurulan sözleşmeleri kayıt altına almak suretiyle aynı gün içerisinde dağıtım şirketine bildirir. Tüketici hizmetleri merkezine yapılan yazılı başvurularda, tüketicinin kabul etmesi halinde, imzalanan sözleşme örneği e-posta aracılığıyla gönderilebilir.
Perakende satış sözleşmesinin kapsamı
MADDE 23 – (1) Perakende satış sözleşmesi, görevli tedarik şirketlerinin görüşleri alınmak suretiyle bu Bölüm hükümleri uyarınca standart sözleşme olarak Kurul tarafından belirlenir ve Kurul onayı alınmaksızın bu sözleşmede değişiklik yapılamaz. Standart sözleşme, görevli tedarik şirketleri ile Kurumun internet sitesinde yayımlanır. Perakende satış sözleşmesinde asgari aşağıdaki hususlara yer verilir;
a) Tüketicinin adı soyadı, unvanı, adresi, T.C. kimlik veya vergi kimlik numarası, ticaret siciline kayıtlı tüzel kişiyse MERSİS numarası, tekil kod veya EIC, Türk vatandaşı olmayan kişiler için pasaport numarası veya uluslararası geçerliliği olan muadili belge numarası,
b) Tüketici numarası,
c) Bağlantı anlaşmasında yer alan anlaşma gücü,
ç) Tüketici grubu,
d) Tarife sınıfı,
e) Sayaç ve ölçüm sistemi bilgileri,
f) Sözleşmenin kuruluş ve yürürlüğe giriş tarihi,
g) Ödemeye ilişkin bilgiler,
ğ) Güvence bedeline ilişkin bilgiler,
h) Tarafların hak ve yükümlülükleri,
ı) Bağlantı anlaşmasında yer alan tesisat numarası,
i) Sözleşmenin süresi,
j) Sözleşmenin feshine ilişkin hükümler,
k) Perakende satış sözleşmesinde yer verilen ve tüketicinin beyanına dayanan bilgiler ile ilgili olarak, gerçeğe aykırı beyanda bulunulduğunun tespit edilmesi halinde, sözleşmenin iptal edileceği hususu,
l) Bulunması halinde, ilgili gerçek veya tüzel kişinin telefon numarası ile e-posta adresi.
(2) Perakende satış sözleşmesinde ilgili mevzuata aykırı hükümlere yer verilemez.
Perakende satış sözleşmesinin süresi ve sona erme
MADDE 24 – (1) Geçici kullanım amaçlı bağlantılar için yapılan perakende satış sözleşmeleri hariç olmak üzere, perakende satış sözleşmesinde süre sınırı bulunmaz.
(2) Perakende satış sözleşmesi sonlandırma başvurusu şirketin kurumsal iletişim kanalları ya da e-Devlet kapısı aracılığıyla, güvenli elektronik imzayla ya da yazılı olarak EK-4/B formu kullanılarak yapılır. EK-4/B formu, el yazısıyla atılan imza veya güvenli elektronik imza ile imzalanır. Şirketin kurumsal iletişim kanalları veya e-Devlet kapısı aracılığıyla yapılan başvurularda EK-4/B formunda imzaya yer verilmez; doğrulama kodu kullanılarak işlem yapılır. Görevli tedarik şirketi, perakende satış sözleşmesi sonlandırma başvurusunu şirketin mesai saatleri içerisinde yapılması halinde aynı gün içerisinde, şirketin mesai saatleri dışında yapılması halinde en geç izleyen iş günü içerisinde dağıtım şirketine bildirir. Dağıtım şirketi kentsel ve kentaltı dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç bir gün içerisinde, kırsal dağıtım bölgesinde bildirimi izleyen en geç 2 gün içerisinde son endeks değerlerini alarak kullanım yerinin elektriğini keser. En geç, endeks değerlerinin alınmasını izleyen gün içerisinde bu değerler görevli tedarik şirketine bildirilir. Sözleşme, elektriğin kesildiği tarihte sona erer.
(3) Tüketicinin 5 günden az olmamak üzere ileri tarihli sonlandırma talebi olması halinde görevli tedarik şirketi perakende satış sözleşmesinin sona erdirileceği tarihin en az 2 gün öncesinden, ilgili dağıtım şirketine, kayıt altına alınmak suretiyle, bilgi vermekle yükümlüdür. Dağıtım şirketi, ilgili kullanım yerinin sayaç değerlerini okuyarak, sözleşmenin sona erdirilmesinin talep edildiği tarihte kullanım yerinin elektrik enerjisini keser. Endeks değerlerinin alınmasını izleyen gün içerisinde bu değerler görevli tedarik şirketine bildirilir.
(4) Tedarikçi değişikliği yapmak isteyen tüketiciler tarafından doldurulan EK-4/A formu tüketicinin yeni tedarikçisi veya tüketici tarafından PYS kesinleşme tarihinden itibaren 10 gün içerisinde görevli tedarik şirketine sunulur. EK-4/A formunu tedarikçinin sunması durumunda tüketicinin mevcut tedarikçisine bildirim ispatı yeni tedarikçiye aittir. Perakende satış sözleşmesi elektrik enerjisinin ve/veya kapasite temininin başladığı tarihte sona erdirilir. EK-4/A formunun görevli tedarik şirketine sunulmamasına karşın PYS üzerinden yeni tedarikçiye geçişin gerçekleşmesi halinde perakende satış sözleşmesi elektrik enerjisinin ve/veya kapasite temininin başladığı tarihte sona ermiş sayılır. İkili anlaşmanın mesafeli olarak kurulması halinde EK-4/A formunda imza şartı aranmaz. EK-4/A formu yazılı ya da kalıcı veri saklayıcısıyla görevli tedarik şirketine gönderilir.
(5) Bir önceki tüketicinin perakende satış sözleşmesini sonlandırmadan veya sonlandırarak ayrılması ve farklı bir gerçek veya tüzel kişinin, aynı kullanım yeri için yeni bir perakende satış sözleşmesi ya da ikili anlaşma başvurusunda bulunması halinde görevli tedarik şirketi tarafından;
a) Önceki tüketicinin ödenmemiş borçlarının bulunması halinde, söz konusu borçlar, ilgili tüketicinin güvence bedelinden düşülmek suretiyle karşılanır ve ilgili sözleşme sona erdirilir.
b) Güvence bedelinin ödenmemiş borçları karşılamaması halinde, (a) bendi kapsamında işlem yapılır ve kalan borç önceki tüketiciden tahsil edilir.
c) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca gerekli olan bilgi ve belgelerin sunulması kaydıyla, yeni başvuru sahibiyle perakende satış sözleşmesi düzenlenir.
(6) Beşinci fıkra kapsamında, bir önceki tüketicinin perakende satış sözleşmesini sonlandırmadan kullanım yerinden ayrılması halinde, görevli tedarik şirketi, yeni başvuru sahibinden söz konusu kullanım yerinin kullanım hakkına sahip olduğunu belgelemesini ister.
(7) Bu maddede belirtilen hususlar dışında, sözleşmenin hangi hallerde sona erdirileceği, perakende satış sözleşmesinde düzenlenir.
Güvence bedelinin talep edilmesi
MADDE 25 – (1) Görevli tedarik şirketi, kullanım yerinin değişmesi ve/veya perakende satış sözleşmesinin sona ermesi veya sözleşmenin feshi halinde, tüketicinin elektrik enerjisi tüketim bedelini ödememesi ihtimaline karşılık olarak, borcuna mahsup etmek üzere güvence bedeli talep eder.
(2) 30 uncu maddede sayılanlar hariç olmak üzere, yapılacak yeni perakende satış sözleşmelerinde tüm tüketiciler güvence bedeli kapsamına dahildir.
Güvence bedelinin hesaplanması
MADDE 26 – (1) Görevli tedarik şirketi ile sözleşme imzalayan tüketicinin güvence bedeli, tesisin veya kullanım yerinin gücü dikkate alınarak, tüketici grupları itibarıyla kW başına belirlenen birim bedel üzerinden hesaplanır.
(2) Tüketicinin güvence bedelinin hesaplanmasına esas olacak güç (kW) miktarı, tüketicinin tabi olduğu tarife sınıfına göre;
a) Tek terimli tarife sınıfına tabi tüketicilerde bağlantı gücü,
b) Çift terimli tarife sınıfına tabi tüketicilerde ise sözleşme gücü (talep edilen güç),
dikkate alınarak belirlenir.
(3) İkinci fıkra kapsamında yapılan hesaplamalarda;
a) Kurulu güç, bir kullanım yerinin elektrik projesinde belirtilen toplam güçtür. Özel transformatörlü tüketicilerde transformatörlerin toplam gücüdür.
b) Bağlantı gücü, kurulu gücün kullanma faktörü ile çarpılması suretiyle hesaplanan güçtür. Kullanma faktörü 0,60 olarak alınır. Özel transformatörlü tüketicilerde cos φ=1 kabul edilir.
c) Kurulu güç ile bağlantı gücündeki ondalık kısımdaki 2 basamağa kadar olan kesirli sayılar da dikkate alınır.
ç) Bağlantı gücü, 5 kW’nın altında olamaz.
(4) Güvence bedelleri, TÜİK tarafından yayımlanan TÜFE değişim oranları da dikkate alınarak, Kurul kararı ile belirlenir. Kurul gerekli görmesi halinde, her bir görevli tedarik şirketi için farklı güvence bedelleri belirleyebilir.
(5) Sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW’nın altında olup borcunu ödemediği için perakende satış sözleşmesi feshedilmiş olan tüketicilerden yeniden perakende satış sözleşmesi imzalayarak elektrik enerjisi satın alacaklara, içinde bulundukları yıla ait güvence bedelinin yüzde elli fazlası uygulanır.
(6) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten sonra sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW ve üzerinde olan mesken tüketici grubu dışındaki tüketicilerle;
a) İlk defa perakende satış sözleşmesi yapılması,
b) Borcunu ödemediği için perakende satış sözleşmesinin sona erdirilmesi nedeniyle yeniden perakende satış sözleşmesi yapılması,
c) İkili anlaşması herhangi bir nedenle sona eren tüketicilerle son kaynak tedariki kapsamında perakende satış sözleşmesi yapılması,
hallerinde uygulanacak güvence bedeli için, ilgili tüketicinin varsa sözleşme tarihinden önceki yoksa sözleşme tarihinden sonraki son 12 aydaki en yüksek 2 aylık tüketiminin günlük tüketim ortalaması hesaplanır. Toplam 60 günlük ortalama tüketim miktarı ve perakende satış sözleşmesinin kurulduğu tarihe ait düzenlemeye tabi tarifeler kapsamında onaylanan tek zamanlı birim fiyatlar kullanılarak, güvence bedeli bir kereye mahsus yeniden belirlenir. Tüketicinin sözleşme tarihinden önceki son 12 aydaki tüketim miktarına ilişkin bilgilerin görevli tedarik şirketinde bulunmaması halinde söz konusu bilgiler ilgili dağıtım şirketinden temin edilir. İlgili şirket, görevli tedarik şirketi tarafından kendisine iletilen talebi, 3 iş günü içerisinde cevaplamakla yükümlüdür. Tüketim bilgisinin 12 ayı içermemesi ya da ilk defa perakende satış sözleşmesi yapılması halinde güvence bedeli, tüketim bilgisinin temin edilmesine kadar birinci fıkraya göre belirlenir. Hesaplanan fark tutar, tüketim faturasından bağımsız olarak yazılı ve kalıcı veri saklayıcısıyla yapılan bildirimi takip eden 15 gün içerisinde tüketici tarafından görevli tedarik şirketine ödenir. Daha önce birinci fıkraya göre hesaplanarak tahsil edilmiş nakit güvence bedeline dair TÜFE güncellemesi söz konusu tutarın tüketiciye ödenmesi durumunda yapılır.
Güvence bedelinin verilme şekli
MADDE 27 – (1) Güvence bedeli, nakit ya da Bankacılık Düzenleme ve Denetleme Kurumu tarafından teminat vermesi uygun bulunmuş finans kuruluşlarınca düzenlenen süresiz ve kesin teminat mektubu olarak verilebilir. Ancak mesken tüketici grubundaki tüketiciler güvence bedelini sadece makbuz karşılığında nakit olarak verir. Fatura ödemelerini DBS ile ödemek üzere görevli tedarik şirketinin anlaşmalı olduğu bankalarla sözleşme yapan tüketicilerden güvence bedeli istenmez. Tüketicinin DBS sözleşmesinin sonlanması halinde tüketici tarafından sonlanma tarihinden itibaren 15 gün içerisinde 26 ncı maddeye göre hesaplanan güvence bedeli nakit ya da teminat mektubu olarak görevli tedarik şirketine verilir.
(2) Nakit olarak verilecek güvence bedelinin tamamının peşin olarak verilmesi esastır. Ancak tüketicinin talebi halinde, güvence bedeli mesken tüketici grubunda bulunan tüketiciler için faturaya yansıtılmak üzere iki eşit taksitte, diğer tüketici grupları için ilk taksit peşin ikinci taksit faturaya yansıtılmak üzere tahsil edilir. Görevli tedarik şirketi, bu fıkra kapsamında taksit talebinin olup olmadığını tüketiciye sormakla yükümlüdür.
(3) Nakit olarak verilecek güvence bedeli tahsilatı şirket veznesi, posta, elektronik fon transferi, havale ve benzeri yollarla ödenebilir.
(4) Mesken tüketici grubu dışındaki tüketicilerden, güvence bedelini daha önce nakit olarak vermiş olanların, talep etmeleri halinde, nakit güvence bedelleri teminat mektubuyla değiştirilir ve güncelleştirilen güvence bedeli 5 iş günü içerisinde tüketiciye iade edilir. Birinci fıkra kapsamında DBS sözleşmesi bulunan tüketicilere talep etmeleri halinde 5 iş günü içerisinde teminat mektubu iade edilir ya da güncelleştirilen güvence bedeli aynı süre içerisinde geri ödenir.
(5) Güvence bedelini teminat mektubu olarak veren tüketicilerin tüketici gruplarına ait güvence birim bedellerinde değişiklik olması halinde, değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren şirketçe güvence bedelleri yeni birim bedeller ve bağlantı veya sözleşme gücü dikkate alınarak yeniden hesaplanır. Tüketiciler, tercihlerine göre, hesaplanan fark tutarı ya da toplam tutarı yazılı ve kalıcı veri saklayıcısıyla yapılan bildirimi takip eden 15 gün içerisinde nakit ya da teminat mektubu olarak görevli tedarik şirketine verir.
(6) Bu madde kapsamında güvence bedelinin ya da fark güvence bedelinin süresi içerisinde ödenmemesi halinde gecikme zammı işletilmez; 35 inci madde hükümlerine göre işlem tesis edilir.
Güç değişikliğinde fark güvence bedelinin verilmesi
MADDE 28 – (1) 25 inci ve 26 ncı madde hükümleri dikkate alınarak kullanım yerindeki güç artırımı karşılığında alınması öngörülen fark güvence bedeli tüketicinin bağlı olduğu tüketici grubunun yürürlükteki güvence birim bedeli üzerinden hesaplanır.
(2) 26 ncı maddenin altıncı fıkrası kapsamındaki kullanım yerleri için yapılan güç artırımı sonrasında fark güvence bedeli, güç artırımı sonrasındaki ilk on iki aydaki en yüksek 2 aylık tüketimin ortalama günlük tüketimine göre 26 ncı maddenin altıncı fıkrasında belirtilen yöntem dikkate alınarak yeniden hesaplanır.
(3) Güç artırımı yapıldığının dağıtım şirketi tarafından görevli tedarik şirketine bildirilmesi halinde, hesaplanan fark güvence bedeli, yapılacak bildirimi takip eden otuz gün içerisinde tüketici tarafından görevli tedarik şirketine verilir.
(4) Çift terimli tarifeye tabi tüketicinin;
a) Sözleşme gücünü düşürmesi durumunda fark güvence bedeli iadesi yapılmaz.
b) Sözleşme gücünü düşürdükten sonra tekrar sözleşme gücünü ilk değerine yükseltmesi halinde, bu değişiklikten dolayı fark güvence bedeli talep edilemez.
(5) Mesken tüketici grubundaki tüketiciler fark güvence bedelini nakit olarak verir. Diğer tüketici gruplarındaki tüketiciler tercihlerine göre, hesaplanan fark tutar ya da toplam tutarı yazılı ve kalıcı veri saklayıcısıyla yapılan bildirimi takip eden 15 gün içerisinde nakit ya da teminat mektubu olarak görevli tedarik şirketine verir.
Güvence bedelinin iadesi
MADDE 29 – (1) Perakende satış sözleşmesinin feshi veya sona ermesi veya eski sayacın ön ödemeli sayaçla değiştirilmesi durumunda güvence bedeli iade edilir ve iade işlemini gerçekleştirmek üzere tüketiciden kimlik bilgileri, güncel iletişim bilgileri ve tüketicinin iadenin elden yapılmasını tercih etmemesi halinde güvence bedelinin iade edileceği hesap bilgileri istenir. Bu kapsamda;
a) Güvence bedelinin tespitinde, görevli tedarik şirketinin işletme kayıtları veya tüketicinin güvence bedeli makbuzu esas alınır. Söz konusu kayıt veya belgenin bulunmadığı hallerde; sözleşmenin güvence bedeli alınmadan yapıldığına dair somut bulgu ve belgenin bulunması haricinde, kullanım yerinin işletme kayıtlarındaki bağlantı gücü ve sözleşme başlangıç tarihi dikkate alınarak tespit edilir. İşletme kayıtlarında projenin ya da bağlantı gücünün bulunmaması halinde; kullanım yerinin mevcut bağlantı gücü ile sözleşmenin başlangıcındaki birim bedeller göz önünde bulundurulmak suretiyle belirlenir. Sözleşme başlangıç tarihi tespit edilemeyen tüketiciler için 31/12/2006 tarihi, sözleşme başlangıcı olarak kabul edilir.
b) Tespit edilen nakit güvence bedeli, güncelleme oranı kullanılarak güncellenir. Güncelleme yapılmasını takiben, tüketicinin sonlandırılan perakende satış sözleşmesi kapsamında görevli tedarik şirketine olan tüm borçların ödenmesinden sonra varsa güncellenmiş güvence bedelinin bakiyesi, sözleşmenin sona erme tarihinden itibaren en geç 5 iş günü içerisinde şirket veznesi, posta, elektronik fon transferi veya havale gibi tüketicinin talep ettiği ödeme şekline göre iade edilir. İade için, borcun ödenmesi dışında, herhangi bir koşul ileri sürülemez ve belge istenemez.
c) Güncelleme oranının hesaplanmasında, başlangıç endeksi olarak güvence bedelinin tahsil edildiği aydan iki önceki ay için TÜİK tarafından açıklanan TÜFE, sonlandırma endeksi olarak ise sözleşmenin feshedildiği, sona erdiği veya ön ödemeli sayacın takıldığı günün içinde bulunduğu aydan iki önceki aya ilişkin TÜİK tarafından açıklanmış olan TÜFE dikkate alınır. Güncelleme oranı; sonlandırma endeksi, başlangıç endeksine bölünerek bulunur.
(2) 1/1/2007’den önce sözleşme yapmış ve güvence bedeli ödemiş olan tüketicilerin güvence bedellerinin iadesinde 1/1/2007 tarihindeki güncellenmiş güvence bedelleri dikkate alınır. 1/1/2007 tarihli güncellenmiş güvence bedelleri, söz konusu tarihten iade tarihine kadar olan süre dikkate alınmak suretiyle, TÜFE oranında güncellenerek iade edilir.
(3) Güvence bedeli, banka teminat mektubu olarak alınmış ise, sözleşmenin feshi veya sona ermesi veya ön ödemeli sayaç takılma tarihi itibariyle, tüketicinin görevli tedarik şirketine olan tüm borçlarının ödenmesi halinde, teminat mektubu tüketiciye iade edilir.
(4) Birinci fıkra kapsamında EK-4/A ve EK-4/B formunda güncel iletişim bilgileri alınan ya da perakende satış sözleşmesi sonlandırılan tüketicilere güvence bedelinin ödenmesine ilişkin kalıcı veri saklayıcısıyla söz konusu bedelin tüketiciye iade edilmek üzere hazır olduğuna ve tutarına dair bilgilendirme yapılır.
(5) Görevli tedarik şirketleri güvence bedeli iadesini almayan tüm tüketiciler için internet sitesinde kolayca görülebilecek ve ön planda olacak şekilde, T.C. kimlik numarasıyla ya da vergi numarasıyla sorgulanabilen güvence bedeli iadesini almayan tüketiciler başlıklı güvence bedeli sorgulama alanı oluşturur. Söz konusu sorgulama alanında iadenin nasıl alınabileceğine dair ayrıntılara yer verilir. Perakende satış sözleşmesi devam eden tüketiciler için süre sınırı olmaksızın, sözleşmesi sona eren tüketiciler için ise en az 10 yıl boyunca sorgulama yapılması sağlanır.
Güvence bedeli alınmayan tüketiciler
MADDE 30 – (1) Bu Bölüm hükümleri çerçevesinde;
a) Ön ödemeli sayaç tesis eden tüketicilerden,
b) 27/7/2013 tarihli ve 28720 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Genel Aydınlatma Yönetmeliği kapsamında olan yerler ile 12/4/2002 tarihli ve 2002/4100 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı kapsamındaki ibadethanelere ilişkin sözleşme yapan tüketicilerden,
c) 10/12/2003 tarihli ve 5018 sayılı Kamu Malî Yönetimi ve Kontrol Kanununa ekli (I) sayılı cetvelde yer alan kamu idarelerinden, bu kamu idarelerinin dinlenme tesisleri, misafirhaneleri ile iktisadi ve ticari amaçla işletilen tesisleri hariç,
güvence bedeli alınmaz.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önceki mevzuat gereği güvence bedeli alınmadan sözleşmesi yapılmış olup, bu Bölüm hükümlerine göre güvence bedeli alınacaklar kapsamına dahil edilenlere ilişkin güvence bedeli uygulaması, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra perakende satış sözleşmesi yapılacak tüketicileri kapsar.
(3) Bu maddenin birinci fıkrasının (c) bendinde tanımlanan tüketicilerden bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra yapacakları perakende satış sözleşmeleri kapsamında güvence bedeli alınmaz.
Perakende satış sözleşmesi taraflarının diğer hak ve yükümlülükleri
MADDE 31 – (1) Tüketici, perakende satış sözleşmesi kapsamındaki haklarını veya yükümlülüklerini önceden görevli tedarik şirketinin yazılı onayını almaksızın başkalarına devir, temlik ve rehin edemez.
(2) Perakende satış sözleşmesi taraflarından herhangi biri; perakende satış sözleşmesi ile bu Yönetmelik kapsamındaki herhangi bir yükümlülüğünü 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde düzenlenen mücbir sebepler nedeniyle yerine getiremediği takdirde, mücbir sebep olayının ya da etkilerinin devam ettiği ve yükümlülüğün yerine getirilmesini engellediği süre boyunca, etkilenen yükümlülükler askıya alınır.
(3) Perakende satış sözleşmesinin tarafları, bu Yönetmelik hükümlerinin uygulanması sonucu sahip oldukları bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve söz konusu bilgileri, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde düzenlenen hususlar dışında kullanmamak ve açıklamamak ile yükümlüdür.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Sayaç Okuma ve Faturalama
Sayaç okuma ve okuma bildiriminin içeriği
MADDE 32 – (1) Sayaçlar, en az 25 en fazla 35 günlük dönemlerle dağıtım şirketi tarafından her takvim ayında bir defa okunur. Bu okuma aylık okuma olarak değerlendirilir.
(2) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 35 inci maddesinde belirtilen mücbir sebep halleri ile ağır mevsim şartları, dönemsel kullanım ve benzeri nedenlerle okuma yapılamaması ve Kurul tarafından uygun görülen haller dışında, dağıtım bölgesinin genelinde ya da belli bir bölgesinde birinci fıkraya aykırı genel uygulamalar yapılamaz. Bu fıkra kapsamındaki kullanım yerlerinde sayaçlar yılda en az iki defa okunur.
(3) Tedarikçi değiştirme ve serbest tüketici olma sürecinde ay sonu endeks değerinin okunamadığı hallerde eski tedarikçi için son endeks değeri, yeni tedarikçi için ilk endeks değeri Tahmini Tüketim Değeri Belirleme Metodolojisi çerçevesinde belirlenen değerdir.
(4) Serbest tüketiciler için, okunan endeks değerlerinin okuma tarihi bilgisi ile birlikte en geç 3 gün içerisinde PYS’ye girişi yapılır.
(5) Tüketicilere dağıtım şirketi tarafından okuma bildirimi bırakılır ya da tüketicilerin dağıtım şirketinden talep etmesi halinde okuma bildirimi elektronik ortamda tüketiciye gönderilir. Tedarik şirketi, dağıtım şirketinden fatura/ödeme bildirimi tebliği hizmeti alımı yapabilir. Okuma bildirimi içerisinde yer alan bilgiler fatura/ödeme bildirimi içerisinde de düzenlenebilir.
(6) Okuma bildirimlerinde asgari olarak aşağıdaki bilgiler yer alır;
a) Tüketicinin adı-soyadı veya unvanı, adresi, serbest tüketici tekil kodu veya EIC, uygulanıyorsa profil tipi,
b) Sayaç veya sayaçlara ait marka, tip ve seri numarası, çarpan, varsa akım ve/veya gerilim trafo oranları,
c) Aktif ve reaktif tüketime ilişkin ilk ve son endeksler ile okuma tarihleri,
ç) Tüketilen elektrik enerjisi miktarı,
d) Değiştirilen sayaç var ise sayaçlara ait endeks değerleri detayı,
e) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin tüketici hizmetleri merkezlerinin telefon ve faks numaraları ile internet ve elektronik posta adresleri, arıza ve acil durumlarda aranabilecek telefon numarası.
(7) Okuma bildirimi yazılı olarak düzenlenir. Tüketicinin tercih etmesi halinde, okuma bildirimi tüketiciye kalıcı veri saklayıcısı ile de gönderilebilir.
Faturalama esası ve dönemi
MADDE 33 – (1) Faturalamada, dağıtım şirketi tarafından okunan birbirini takip eden iki dönem arasındaki endeks farkının çarpan faktörü ile çarpımı sonucu bulunan değer tüketicinin elektrik enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
(2) Ön ödemeli sayaç kullanılması gibi haller dışında, perakende satış sözleşmesi kapsamında fatura dönemi okuma dönemi esas alınarak belirlenir. Aynı ay içerisinde;
a) Serbest olmayan tüketicilerin ya da son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilerin, enerjinin borçtan dolayı kesilmesi, sözleşmenin sona ermesi veya feshi ya da tedarikçi değişikliği,
b) Tüketimi düşük serbest tüketicinin ikili anlaşmasının sona ermesi veya feshi ya da tedarikçi değişikliği,
nedenleriyle yapılacak faturalamalar gibi mevzuatta özel olarak tanımlanan haller dışında birden fazla faturalama yapılamaz.
(3) 32 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında dönemsel kullanım hariç olmak üzere aylık okuma yapılamayan okuma dönemindeki ay sayısı kadar vade farkı uygulanmaksızın eşit tutarda taksitlendirme yapılır. Dönemsel kullanım bölgesinde olduğu halde yıl içerisinde sürekli tüketimi bulunan kullanım yerleri için okuma yapılamayan okuma dönemindeki ay sayısı kadar vade farkı uygulanmaksızın eşit tutarda taksitlendirme yapılır. Tüketicinin talebi olması halinde peşin ödeme yapılır. Mesken tüketici grubunda bulunan tüketicilerin kullanım yerlerinde, tüketici kaynaklı okuma yapılamadığının dağıtım şirketi tarafından kullanım yerinin fotoğraflanması yöntemiyle tutanakla kayıt altına alınması durumunda taksitlendirme yapılmaz. İlgili tutanağın bir örneği aynı gün tedarikçiye gönderilir.
(4) Fatura dönemi ikili anlaşmada taraflarca belirlenir. Aksi durumda, fatura dönemi okuma dönemi olarak esas alınır.
Ödeme bildirimi/faturalama içeriği, gönderimi, süresi ve yöntemi
MADDE 34 – (1) Tüketimi düşük serbest tüketicilere, serbest olmayan tüketicilere ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere tedarikçiler tarafından düzenlenen fatura/ödeme bildiriminde asgari olarak aşağıdaki bilgiler yer alır;
a) Tüketicinin adı-soyadı veya unvanı, adresi, tüketici numarası, tüketici grubu,
b) Sayaç veya sayaçlara ait marka, tip ve seri numarası, çarpan, varsa akım ve/veya gerilim trafo oranları,
c) Son kaynak tarifelerinden elektrik alan serbest tüketici, ikili anlaşma ile elektrik alan serbest tüketici ya da serbest olmayan tüketici sınıflarından hangisine girildiğine dair bilgi,
ç) Tüketime esas ilk ve son endeksler ile okuma tarihleri,
d) Tüketilen elektrik enerjisi miktarı,
e) Günlük enerji tüketim ortalaması,
f) Ödeme bildirimi tarihi itibariyle tüketim noktasının cari yıl ile bir önceki takvim yılı tüketim miktarları,
g) Tüketimin fiyatlandırılmasına esas enerji ve kapasite bilgileri,
ğ) Elektrik enerjisi birim fiyatları ve tüketim bedeli ile ilgili mevzuat kapsamında faturalarda yer alması öngörülen diğer bedeller,
h) Vergi, yasal kesinti ve borçlar,
ı) Son ödeme tarihi, ödeme şekilleri ve merkezleri,
i) Tedarikçiler ile dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin telefon ve faks numaraları ile internet ve elektronik posta adresleri, arıza ve acil durumlarda aranabilecek dağıtım şirketinin telefon numarası,
j) Varsa geçmiş dönemlere ilişkin borç veya alacak,
k) Kesme-bağlama bedeli,
l) Bulunması halinde otomatik ödeme talimatı bilgisi,
m) EIC.
(2) Ödeme bildiriminde yer alan bilgilerin okunaklı olması zorunludur.
(3) Tüketimi düşük serbest tüketicilere gönderilecek ödeme bildirimi veya faturalarda varsa taahhüdün süresi, sürenin kaçıncı ayında bulunulduğu, taahhüdün sona erme tarihi ile taahhüdün bozulması halinde uygulanacak cayma bedelinin ve/veya ceza koşulunun uygulama esaslarına ilişkin bilginin bulunması zorunludur.
(4) Görevli tedarik şirketleri tarafından düzenlenen ödeme bildirimlerinde serbest tüketici hakkını elde eden tüketicileri belirli bir tedarikçiye yönlendirici herhangi bir bilgiye yer verilemez.
(5) Tüketimi düşük serbest tüketicilere, serbest olmayan tüketicilere ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere tedarikçi tarafından düzenlenen ödeme bildirimi/fatura, son ödeme tarihinden en az 10 gün önce yazılı olarak gönderilir. Fatura/ödeme bildirimi tüketiciler tarafından talep edilmesi halinde elektronik posta yoluyla da gönderilebilir. Tüketicinin, diğer haberleşme kanallarından en az biri kullanılarak fatura/ödeme hakkında bilgilendirilmesi zorunludur.
a) Ödeme bildirimi/faturalar, kredi kartı ile ödenebilir. Ödeme şekli tek çekim ya da taksitli olabilir. Ödeme şekli kaynaklı masraflar tüketiciye aittir. Ödemenin tek çekim şeklinde yapılması halinde masraf alınmaz. Tedarikçiler, kredi kartı ödemelerine ilişkin masraflara ait bilgilere faturalarda yer verir. Ödeme bildirimi üzerinde ayrıntılı bilginin internet sitesinde yer aldığı bilgisine yer verilir.
b) Görevli tedarik şirketleri veya hizmet alımı yapılan kişiler tarafından faturaların tahsilat işlemi sebebiyle tüketicilerden herhangi bir ad altında bedel talep edilemez.
(6) Tüketicinin talebi üzerine tedarikçi son iki yıla ait fatura dönemleri itibarıyla tüketici ödeme durumunu gösteren belgeyi 5 iş günü içerisinde herhangi bir bedel talep etmeden sunar.
(7) Fatura ödemeleri; şirket veznesi, hizmet alımı yapılan tahsilat merkezleri, telefon, posta, otomatik ödeme, elektronik fon transferi veya bankalardan biri aracılığıyla gerçekleştirilir.
(8) Ödeme bildirimi veya fatura tutarına itiraz öncelikle tedarikçiye yapılır.
Zamanında ödenmeyen borçlar
MADDE 35 – (1) Zamanında ödenmeyen borçların tahsiline ilişkin hususlar serbest olmayan tüketicilere ve son kaynak tedariki kapsamındaki tüketicilere uygulanır.
(2) Tüketicinin elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ödemelerini son ödeme tarihine kadar yapmaması durumunda görevli tedarik şirketi tüketiciye yazılı olarak en az 5 iş günü ödeme süresini içeren ikinci bildirimde bulunur. Görevli tedarik şirketi yazılı bildirimle birlikte kalıcı veri saklayıcılarından en az birini kullanarak tüketiciyi bilgilendirmek zorundadır.
(3) İkinci bildirimde ödeme yükümlülüğünün belirtilen sürede yerine getirilmemesi halinde elektrik enerjisinin kesileceği de belirtilir. Kalıcı veri saklayıcılarından en az biriyle ve yazılı olarak bildirimde bulunulmamış kullanım yerinin elektriği kesilemez.
(4) Tüketicinin öngörülen ödemelerini, ikinci bildirimde belirtilen süre içerisinde de yapmaması halinde, görevli tedarik şirketinin bildirimi üzerine, bildirim tarihinden itibaren en geç 5 iş günü içerisinde dağıtım şirketi tarafından kesme bildirimi düzenlenmek suretiyle kullanım yerinin elektriği kesilir ve yerinde yapılan kesme bildiriminin bir örneği kullanım yerine bırakılır. Kesme bildiriminde, kesme tarihine, saatine, mühür veya zaman damgası bilgilerine, endeks değerlerine ve kesmeyi yapan çalışana ait sicil numarasına veya şirket tarafından belirlenen koda yer verilmesi zorunludur. Kesme bildirimi ayrıca kalıcı veri saklayıcısıyla tüketiciye ve tedarikçisine bildirilir. Kesme işleminin sayacın fotoğraflanması ya da sayaç iç bilgileri raporuyla ispatlanması dağıtım şirketinin sorumluluğundadır.
(5) İkinci bildirim sonrası kullanım yerinin elektriği kesilen tüketicinin borçlarına ilişkin;
a) Tüketicinin birikmiş borçlarını gecikme zamlarıyla birlikte 30 gün içinde ödememesi veya tedarikçi tarafından belirlenen takvim dahilinde ödemeyi taahhüt etmemesi halinde, tedarikçi borcun güvence bedelinden mahsup edileceğine ilişkin yazılı ya da kalıcı veri saklayıcılarından en az birini kullanarak tüketiciyi bilgilendirmek zorundadır. Zamanında ödemenin yapılmaması halinde;
1) Güncellenmiş güvence bedeli, son ödeme tarihinden itibaren uygulanan gecikme zammını içeren toplam fatura tutarına eşit veya yüksek ise güncellenmiş güvence tutarı fatura tutarına mahsup edilir. Mahsup edilen güvence bedeli tutarı ile bu tutarı ödeme yükümlülüğünü yerine getirdiği tarihten itibaren kullanım yerinin elektriğinin bağlanacağına ilişkin bildirim kalıcı veri saklayıcılarından en az birini kullanarak ya da yazılı olarak tüketiciye aynı gün içerisinde yapılır.
2) Güncellenmiş güvence bedeli, son ödeme tarihinden itibaren uygulanan gecikme zammını içeren toplam fatura tutarından düşük ise güncellenmiş güvence bedeli toplam fatura tutarına mahsup edilir ve tüketiciye aynı gün içerisinde yazılı ve kalıcı veri saklayıcılarından en az biri kullanılarak bildirimde bulunulur. Bildirimde güncellenmiş güvence bedelinin toplam fatura tutarını karşılamadığı, fark tutarın ve güvence bedelinin bildirim tarihinden itibaren 15 gün içerisinde ödenmesi durumunda elektriğin bağlanacağı, borcun ödenmemesi durumunda sözleşmenin fesih edilebileceği ve muaccel hale gelmiş borcun yasal yollarla tahsiline gidileceğine ilişkin hususlar belirtilir.
b) Tüketicilerin zamanında ödenmeyen borçlarına ilişkin olarak yasal yollara başvurabilmek için elektriğin fiilen kesilmesi ve güvence bedelinin muaccel borçlara mahsup edilmiş olması zorunludur. Bu hükme aykırı olarak yasal yollara başvurulması halinde, yapılan işlemler sonlandırılır. Oluşan masraf ve giderler tüketiciden talep ve tahsil edilemez.
(6) Tüketicilerin zamanında ödenmeyen borçlarına, görevli tedarik şirketi tarafından bu Yönetmelikte belirlenen oranı aşmamak üzere, gecikme zammı uygulanır. Gecikme zammı günlük olarak uygulanır.
(7) Borcun zamanında ödenmemesi nedeniyle elektrik enerjisi kesilmiş olan tüketicinin, birikmiş borçlarını gecikme zamları ile birlikte peşin ödeyerek veya görevli tedarik şirketi tarafından belirlenen takvim dahilinde ödemeyi taahhüt ederek görevli tedarik şirketine başvurması halinde tüketicinin elektrik enerjisi yeniden bağlanır.
(8) Aynı kullanım yerine ait başka tüketicilerin önceki dönemlere ilişkin tüketimlerinden kaynaklanan borçları, yeni tüketicinin üstlenmesi talep edilemez.
(9) Tüketicinin borcu nedeniyle, aynı tüketicinin başka bir perakende satış sözleşmesine konu kullanım yerinin elektriği kesilemez.
(10) Bu madde kapsamında yapılan işlemler, toplam borç tutarı ilgili yıla ilişkin Kurul Kararıyla belirlenen kesme bağlama bedelinden düşük olan tüketicilere uygulanmaz.
Faturalarda ve faturalandırmaya esas unsurlarda hata tespiti
MADDE 36 – (1) Bu madde kapsamındaki hatalar; çarpan hatası, sayacın hatalı okunması ve tüketim miktarının hatalı hesaplanmasına bağlı dağıtım şirketi kaynaklı ya da yanlış tarife ile diğer bedellerin hatalı hesaplanmasına bağlı tedarikçi kaynaklı hatalardır. Mükerrer ödeme bildirimi de bu fıkra kapsamında değerlendirilir.
(2) Bu madde kapsamındaki hatalara karşı, tüketici tarafından ödeme bildiriminin yapıldığı tarihten itibaren bir yıl içerisinde tedarikçiye itiraz edilebilir. İtirazın yapılmış olması ödeme yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz. İtiraza konu tüketim bedeli ile tüketicinin bir önceki tüketim döneminde ödemiş olduğu tüketim bedeli arasındaki farkın yüzde otuzdan fazla olması durumunda tüketici, bir önceki dönem tüketim bedeli kadarını son ödeme tarihine kadar ödeyebilir. Bu durumda tüketiciye 35 inci madde hükümleri uygulanmaz.
(3) İtiraz, tedarikçi tarafından başvuru tarihini izleyen en geç 10 iş günü içerisinde incelenerek sonuçlandırılır.
(4) İtirazın dağıtım şirketini ilgilendiren hususlarla ilgili olduğunun tespit edilmesi halinde, itiraz tedarikçi tarafından geliş tarihinden itibaren 2 iş günü içerisinde dağıtım şirketine iletilir. Dağıtım şirketi itirazın kendisine ulaştığı tarihten itibaren 5 iş günü içerisinde inceleme sonuçlarını tedarikçiye bildirir. İnceleme sonuçları tedarikçi tarafından 3 iş günü içerisinde tüketiciye yazılı olarak bildirilir.
(5) Bu madde çerçevesinde dağıtım şirketi veya ilgili tedarikçi tarafından hatalı tespitte bulunulduğu sonucuna varılması halinde;
a) Yapılan hatalı tespitin giderilmesine ilişkin yapılacak işlemin dağıtım şirketinin ve/veya tedarikçinin lehine olması durumunda;
1) Tüketim miktarının hesabında esas alınacak süre; doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde 180 günü, bulunmaması halinde ise 90 günü aşamaz.
2) Tüketici tarafından ödenecek tutar, tüketim miktarının hesabında esas alınacak süre içerisindeki ay sayısı kadar eşit taksitler halinde ödenir. Taksitlendirme yapılması halinde vade farkı alınmaz. Tüketicinin talebi olması halinde peşin olarak ödeme yapılabilir. Bu bent kapsamında yapılacak hesaplamalarda ve taksitlendirmede gecikme zammı uygulanmaz.
b) Yapılan hatalı tespitin giderilmesine ilişkin yapılacak işlemin tüketicinin lehine olması durumunda; tüketimdeki farklar, gecikme zammı ile birlikte, tüketicinin talebi halinde nakden ve defaten en geç 3 iş günü içerisinde, diğer hallerde mahsuplaşmak suretiyle ilgili tüketiciye tedarikçi tarafından iade edilir. Mahsuplaşmayı içeren ödeme bildiriminin düzenlenme tarihine kadar gecikme zammı uygulanır. Gecikme zammına hatalı tespitte bulunan taraf katlanır. Dağıtım şirketi tarafından hatalı tespitte bulunulması halinde dağıtım şirketi gecikme zammını tüketiciye ödenmek üzere tedarikçiye öder.
c) Tüketimdeki farklar, kullanım dönemindeki tarifeler üzerinden hesaplanır.
ç) Yapılan tüketim hesabı dönemi içinde kalan, varsa daha önce yapılmış tüketim miktarları tenzil edilir. Önceden ödenmiş olan bedeller, faturaya yansıtılmaz.
(6) Bu madde kapsamında, dağıtım şirketi kaynaklı hatalar nedeniyle tüketicilere yapılacak iadeler 37 nci maddenin dokuzuncu fıkrasına göre yapılır.
(7) Bu madde kapsamında düzenlenecek olan faturalarda hatanın nedenine ve tutarına dair ayrıntılı bilgilere yer verilir ve tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir.
Sayacın doğru tüketim kaydetmemesi halinde tüketim miktarının tespiti
MADDE 37 – (1) Sayacın arızalanması veya ölçme hassasiyetinden şüphe edilmesi halinde, tüketici veya dağıtım şirketi tarafından sayacın kontrolü talep edilebilir. Bu kapsamda sayacın, tüketicinin kusuru dışında herhangi bir nedenle eksik veya fazla tüketim kaydettiğinin ya da hiç tüketim kaydetmediğinin;
a) Sayaç dışı bir unsurdan kaynaklanması ve bu durumun dağıtım şirketince yerinde yapılan incelemede teknik olarak tespit edilmesi,
b) Sayaçtan kaynaklanması ve bu durumun sanayi ve teknoloji il müdürlüğünden alınan sayaç muayene raporunda teknik olarak tespit edilmesi,
durumlarında eksik veya fazla tüketime ilişkin hesaplama yapılır.
(2) Bu madde kapsamında yapılan hesaplamalarda; öncelikle varsa tüketicinin aynı döneme ait sağlıklı olarak ölçülmüş geçmiş dönem tüketim değerleri yoksa sayaç değişim tarihinden sonraki ödeme bildirimine esas ilk iki tüketim dönemine ait günlük ortalama tüketim değerleri dikkate alınarak hesaplama yapılır. Bu iki tespitin yapılamaması durumunda benzer özelliklere sahip kullanım yerlerinin tüketimleri dikkate alınarak geçmiş dönem tüketimleri hesaplanır. Kullanım amacı tarımsal sulama olan tüketicilerin hesaplamalarında, tarım il/ilçe müdürlükleri ve resmî kurumlardan alınan belgeler ile yerinde yapılan tespitlere göre ürün belirlenerek, ürün karakteristiğine uygun hesaplama yapılabilir.
(3) Bu madde kapsamında düzenlenen faturaya esas süre, dağıtım şirketinin ve/veya tedarikçinin lehine olması ve doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde, 180 günü geçemez. Söz konusu bulgu ve belgelerin bulunmaması halinde ise faturaya esas sürenin başlangıcı olarak, sayaç mahallinde dağıtım şirketince gerçekleştirilmiş olan sayaç kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemlerinden en son işlem tarihi esas alınır. Ancak bu süre hiçbir şekilde 90 günü geçemez.
(4) Bu madde kapsamında, sayaç, sayaç değiştirme tutanağı düzenlenerek değiştirildiği tarihten itibaren en geç 10 iş günü içerisinde ilgili Bilim Sanayi İl Müdürlüğüne gönderilir. Bilim Sanayi İl Müdürlüğünden alınan rapora istinaden 10 iş günü içerisinde ilgili dağıtım şirketi tarafından eksik veya fazla tüketime ilişkin fark ve bu farka ilişkin belgeler ilgili tedarikçiye gönderilir. İkinci fıkra kapsamında sayaç değişim tarihinden sonraki ödeme bildirimine esas ilk iki dönem tüketim miktarının ortalaması alınarak hesaplama yapılması gerekiyorsa ilgili belgeler bu sürenin bitiminden itibaren 10 iş günü içerisinde tedarikçiye gönderilir. Tedarikçi eksik veya fazla tüketime ilişkin bildirimi 3 iş günü içerisinde faturalandırarak tüketiciye gönderir.
(5) Bu madde kapsamında faturalamaya esas sürenin başlangıcı, ikili anlaşma veya perakende satış sözleşmesinin imzalandığı tarihten önceki bir tarih olamaz.
(6) Bu madde kapsamında yapılan faturalama işleminde sayacın eksik tüketim kaydettiği dönem birim fiyatları kullanılır ve gecikme zammı uygulanmaz. Söz konusu miktar, faturaya esas alınan tüketim döneminin içerisindeki ay sayısı kadar eşit taksitler halinde ödenir. Taksitlendirme yapılması halinde vade farkı alınmaz. Yapılan tüketim hesabı dönemi içinde kalan, varsa daha önce yapılmış tüketim miktarları tenzil edilir. Eksik tüketim kaydedilen durumlarda, önceden ödenmiş olan bedeller, faturaya yansıtılmaz.
(7) Bu madde kapsamındaki hesaplamalar sonucunda, fazla tüketim kaydedildiğinin tespit edilmesi halinde tüketimdeki farklar, kullanım dönemi birim fiyatlarıyla ve gecikme zammı ile birlikte, tüketicinin talebi halinde ve tercih ettiği ödeme yöntemine göre nakden ve defaten 3 iş günü içerisinde, ilgili tüketiciye tedarikçi tarafından iade edilir. Diğer hallerde mahsuplaşmak suretiyle ilgili tüketiciye iade edilir. Mahsuplaşmayı içeren ödeme bildiriminin düzenlenme tarihine kadar gecikme zammı uygulanır. Bu fıkra kapsamında hesaplanan gecikme zammı dağıtım şirketi tarafından tedarikçiye ödenir.
(8) Bu madde kapsamındaki hesaplamalara ilişkin EK-7’de yer alan form düzenlenir ve EK-7 formu ilgili tedarik şirketi tarafından ödeme bildirimi/fatura ile birlikte ya da ödeme bildirimi/fatura gönderilmeden önce tüketiciye gönderilir. Sayaç muayene raporunun ya da teknik tespit raporunun bir örneği de EK-7 formuyla birlikte tüketiciye gönderilir. Ayrıca tedarikçi tarafından kalıcı veri saklayıcısı ile de tüketiciler bilgilendirilir.
(9) Bu madde kapsamında tüketicilere yapılacak iadelere ilişkin olarak Dengeleme ve Uzlaştırmaya ilişkin mevzuat hükümleri uyarınca yapılması mümkün olmayan düzeltmeler ve faturalama işlemleri dağıtım şirketi tarafından yerine getirilir. Dağıtım şirketi, iadeye esas tüketim miktarını kullanım dönemindeki düzenlemeye tabi tarifeler kapsamında ilgili tüketici grubu için onaylanan fiyatlarla ve gecikme zammı ile birlikte hesaplayarak tüketicinin tercih ettiği ödeme yöntemine göre nakden ve defaten 3 iş günü içerisinde ilgili tüketiciye iade eder.
(10) Periyodik bakım kapsamında değiştirilen sayaçlara ilişkin fark veya iade hesaplaması yapılmaz.
(11) Bu madde kapsamında düzenlenecek olan faturalar normal tüketim faturasından ayrı olarak düzenlenir.
ALTINCI BÖLÜM
Tedarikçi ve Tüketicilerin Hak ve Yükümlükleri, Serbest Tüketici Limitinin Belirlenmesi
Tedarikçilerin yükümlülükleri
MADDE 38 – (1) Tedarikçi aşağıda belirtilen yükümlülükleri yerine getirir;
a) Elektrik kesintileri hariç anlaşma koşulları çerçevesinde taahhüt ettiği elektrik enerjisi ve/veya kapasiteyi kesintisiz olarak sağlar.
b) Tedarikçi tüketicinin yazılı talebi üzerine son on iki aya ait faturalarını zamanında ödeyip ödemediğini gösteren belgeyi 5 iş günü içerisinde herhangi bir bedel talep etmeden takvim yılında en fazla 2 kez tüketiciye sunmakla yükümlüdür. Ödeme durumuna ilişkin bilgi tüketiciye internet üzerinden indirilebilecek şekilde de sunulur.
c) Tedarikçiye iletilen tüketici başvuru sayısı, başvuru konusu ve sonucuna ilişkin raporu aylık olarak Kuruma belirlenen formatta sunar ve ilk 5 sırada yer alan şikayetlere ilişkin özet raporu internet sitesinde yayımlar.
(2) Tedarikçiler tüketimi düşük serbest tüketiciler, serbest olmayan ve son kaynak tedariği kapsamındaki tüketiciler için internet sitelerinde;
a) Tüketiciye sunduğu mevcut tarife bilgilerini ve çeşitlerini,
b) Tüketicinin kendisiyle yapılan ikili anlaşma ve/veya perakende satış sözleşmesi ve ilişkili formlara ilişkin erişimi,
c) Kolayca görülebilecek ve erişilebilecek şekilde “İtiraz veya Şikâyet Başvurusu” hizmetini,
ç) Şikâyetlerin incelenmesi ve anlaşmazlıkların çözümüne ilişkin süreci,
d) Bir önceki yıla ait satışları içerisindeki yenilenebilir enerji kaynaklarından olan alıma ilişkin bilgileri,
sunmakla yükümlüdür.
İkili anlaşma kapsamında yer alan tüketicilerin hak ve yükümlülükleri
MADDE 39 – (1) Serbest tüketiciler, tüketim miktarı serbest tüketici limitini geçen her bir ölçüm noktası için ayrı bir tedarikçi ile ikili anlaşma yapabilir.
(2) Tüketici veya tüketicinin onayının ibraz edilmesi şartıyla tedarikçi, ikili anlaşma imzalamadan önce, serbest tüketicinin bulunduğu dağıtım bölgesindeki dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden; mevcut olması halinde önceki iki takvim yılına, mevcut olmaması halinde içerisinde bulunulan yıla ait tüketim miktarlarını, tüketim yük eğrisini ve usulsüz ve/veya kaçak elektrik kullanıp kullanmadığını gösteren belgeleri talep edebilir. Söz konusu talebin ilgili tüzel kişi tarafından 10 iş günü içerisinde karşılanması zorunludur.
(3) Serbest tüketiciler, ikili anlaşmalarının herhangi bir şekilde sona ermesi veya talep etmeleri halinde, bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, bölgelerindeki görevli tedarik şirketinden son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın alabilir.
(4) Tüketimi düşük serbest tüketici ikili anlaşma kapsamında kendisine ait bilgileri tam ve doğru bir şekilde vermekle yükümlüdür. Bu bilgilerde değişiklik olması halinde tedarikçiye bildirmekle mükelleftir.
Tüketici şikayetleri çözüm mekanizması
MADDE 40 – (1) Tedarikçiler; tüketicinin şikâyetlerinin iletildiği, kaydedildiği ve tüketici tarafından takip edilebildiği iletişim kanallarını tesis etmekle ve kendisine iletilen talepleri 15 iş günü içerisinde sonuçlandırarak tüketiciyi bilgilendirmekle yükümlüdür.
(2) Bu kapsamda oluşturulan kayıtlar güvenlik tedbirleri alınarak 2 yıl süreyle muhafaza edilir.
Serbest tüketici limitindeki indirimin belirlenmesi
MADDE 41 – (1) Serbest tüketici limitine ilişkin indirimler Kurul tarafından;
a) Rekabetin gelişimi,
b) Ölçme-iletişim-kontrol alt yapısının yeterliliği,
c) Piyasa işletmecisinin işlem kapasitesi,
ç) Piyasada serbestçe müzakere edilerek ikili anlaşmalara bağlanabilecek üretim kapasitesi,
d) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından serbest tüketicilere ilişkin olarak sağlanan istatistiki bilgiler,
dikkate alınmak suretiyle her yılın 1 Ocak tarihine kadar belirlenir. Bu indirimlere göre hesaplanan yeni serbest tüketici limitleri Ocak ayı sonuna kadar Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sitesinde duyurulur.
YEDİNCİ BÖLÜM
Kaçak ve Usulsüz Elektrik Enerjisi Tüketimi
Kaçak elektrik enerjisi tüketimi halleri
MADDE 42 – (1) Gerçek veya tüzel kişinin kullanım yerine ilişkin olarak;
a) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşma olmaksızın dağıtım sistemine müdahale ederek elektrik enerjisi tüketmesi,
b) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması mevcutken ayrı bir hat çekmek suretiyle dağıtım sistemine müdahale ederek sayaçtan geçirilmeksizin elektrik enerjisi tüketmesi,
c) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması mevcutken sayaçlara veya ölçü sistemine müdahale ederek, tüketimin doğru tespit edilmesini engellemek suretiyle, eksik veya hatalı ölçüm yapılması veya hiç ölçülmeden veya yasal şekilde tesis edilmemiş sayaçtan geçirilerek, mevzuata aykırı bir şekilde elektrik enerjisi tüketmesi,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin ilgili mevzuata uygun olarak kestiği elektrik enerjisini, mücbir sebep halleri dışında açması,
kaçak elektrik enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
Kaçak elektrik enerjisi tespit süreci
MADDE 43 – (1) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (a) ve (b) bendi kapsamında doğrudan dağıtım sistemine yapılan müdahalelerde dağıtım sistemine olan bağlantılar ortadan kaldırılır. Kullanım yerinde EK-5’te yer alan kaçak elektrik tespit tutanağı düzenlenir ve kullanım yerinin elektriği kesilir.
(2) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında sayaca müdahale edildiğine ilişkin şüpheye sebep olacak bir bulguya rastlanılması halinde aşağıda belirtilen kaçak tespit süreci başlatılır;
a) Sayaç sökülerek yerine uygun bir sayaç takılmak sureti ile mevcut sayaç incelemeye alınır.
b) Sökülen ve takılan sayaçlarla ilgili EK-6’ da yer alan bilgilerin tamamını içeren sayaç değiştirme tutanağı düzenlenir ve bu tutanağın bir örneği kullanım yerine bırakılır. İletişim bilgilerinin bulunması halinde tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir. Ayrıca yedinci fıkra kapsamında sayaçlar seri numaraları görülecek şekilde fotoğraflanır.
c) İnceleme sonucunda sayaca müdahale edilerek tüketimin doğru tespit edilmesinin engellenmesi suretiyle elektrik enerjisinin eksik veya hatalı ölçülerek veya hiç ölçülmeden tüketildiğinin laboratuvar raporu ile tespiti halinde EK-5’te yer alan kaçak tespit tutanağı düzenlenir.
ç) Laboratuvar raporu, kaçak elektrik tespit tutanağı ve ödeme bildirimi beraber tüketiciye bildirilir ve aynı süre içerisinde kesme bildirimi düzenlenmek suretiyle kullanım yerinin elektriği kesilir.
(3) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi kapsamında kullanım yerinde EK-5’te yer alan kaçak elektrik tespit tutanağı düzenlenir ve kullanım yerinin elektriği kesilir.
(4)Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi 42 nci maddenin birinci fıkrasının (b) ve (c) bentleri kapsamındaki tüm tespitler için, (a) ve (ç) bentleri kapsamında ise tüketimin doğru tespit edilmesinin engellendiğinin tespiti halinde kaçak elektrik enerjisi tüketimi tespit edilen gerçek veya tüzel kişiler hakkında Cumhuriyet Savcılığına suç duyurusunda bulunabilir.
(5) Kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespit edilmesinde, ilgili tüzel kişinin tespitini doğru bulgu ve belgelere dayandırması ve tüketici haklarının ihlal edilmemesi esastır.
(6)
(7) Bu madde kapsamında yapılan tespit ve işlemler kullanım yerini de içerecek şekilde fotoğraflanır.
Kaçak elektrik tüketim miktarının hesaplanması
MADDE 44 – (1) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (a) ve (c) bendi kapsamındaki kaçak olarak tüketilen elektrik enerjisi miktarı, tüm tüketiciler için;
a) Öncelikle tüketimi doğru olarak kaydetmiş olan yasal şekilde tesis edilmiş sayaç değerine göre,
b) Tüketimi doğru olarak kaydetmiş yasal şekilde tesis edilmiş sayaç değerinin bulunmaması durumunda, ihtilafsız aynı dönemki tüketim miktarına göre,
hesaplanır. (b) bendi kapsamında, kaçak kullanım tespitinin yapıldığı tarihten geriye dönük olarak yapılan incelemeler sonucunda, tüketim değerlerinin düşmeye başladığı tarih tespit edilebiliyorsa, bu tarihten önceki aynı dönem, ihtilafsız dönem olarak kabul edilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında doğru tespit edilmiş tüketim değeri yoksa, kullanım yerinin müstakil trafolu olup olmamasına bakılmaksızın;
a) Meskenlerde, proje varsa projesinde belirtilen gücün kullanma faktörü olan 0,60’ı, projesi yok ise, basit yapılarda 3 kW, diğerlerinde 5 kW’nın altında olmamak üzere bağlantı gücüne ve ortalama günlük çalışma saatine göre, yöresel özellikler ve benzer yapılar göz önüne alınarak,
b) Diğer tüketici gruplarında, tespit edilen kurulu gücün kullanma faktörü olarak alınan 0,60 ile çarpımı sonucu bulunan değer bağlantı gücü olarak kabul edilir ve bu değer 3 kW’nın altında olmamak üzere ortalama günlük çalışma saatlerine göre, hesaplanır. Bu tür hesaplamaların yapılamaması durumunda, tüketilen elektrik enerjisi miktarı aynı yörede bulunan benzer kullanım yerlerinin ortalama tüketimlerine göre hesaplanarak tespit edilir
(3) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (b) bendi kapsamında, mühürlenmiş sayaçtan geçirilmeksizin ayrı bir hat çekilerek birtakım cihazlar kaçak olarak beslenmiş ise, tüketilen elektrik enerjisi sadece bu hat üzerindeki cihazların kurulu gücü dikkate alınarak hesaplanır.
(4) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi çerçevesindeki tespitlerde; elektrik enerjisinin kesildiği tarihteki endeks değeri ile kaçak tespitinin yapıldığı tarihteki endeks değeri arasındaki fark dikkate alınarak hesaplama yapılır.
Kaçak elektrik enerjisi tüketim miktarının hesaplanmasında ve faturalanmasında esas alınacak süre
MADDE 45 – (1) Kaçak elektrik enerjisi tükettiği tespit edilen tüketiciye yapılacak faturalandırmada, aşağıda yer alan süreler esas alınır;
a) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (a) bendi çerçevesindeki tespitlerde; doğru bulgu ve belgelere dayandırılması kaydıyla kaçak elektrik enerjisi kullanılmaya başlandığı tarih ile kaçak tespitinin yapıldığı tarih arasındaki süre olup bu süre 12 ayı geçemez. Doğru bulgu ve belgelerin bulunmaması halinde bu süre 90 gün olarak alınır.
b) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (b) bendi çerçevesindeki tespitlerde; kaçak elektrik enerjisi kullanımına ilişkin olarak yapılacak hesaplamada kullanım süresi esas alınır, bu süre 180 günü geçemez.
c) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi çerçevesindeki tespitlerde; son endeks okuma ile tutanak düzenlenmiş olması kaydıyla kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemleri gibi, sayaç mahallinde dağıtım şirketince gerçekleştirilmiş olan en son işlem tarihi ile kaçak tespitinin yapıldığı tarihe kadar olan süredir ve bu süre 90 günü geçemez.
ç) Birinci fıkranın (b) ve (c) bentlerinde belirtilen sürenin dışında, tüketicinin kaçak elektrik enerjisi kullanım başlangıç tarihinin doğru bulgu ve belgelerle tespit edilmesi halinde, kaçak tüketime ek olarak birinci fıkranın (b) ve (c) bentlerinde belirlenen başlangıç tarihinden itibaren, doğru bulgu ve belgelerle tespit edilmiş kaçak elektrik enerjisi kullanımı başlangıç tarihine kadar geriye dönük normal tüketim hesabı yapılır.
1) Kaçak tüketimi ile kaçağa ilişkin normal tüketim hesabında esas alınacak sürelerin toplamı, 12 ayı geçemez. Yapılacak hesaplamada tüketimin yapıldığı kabul edilen dönemlerdeki birim fiyatlar dikkate alınır ve gecikme zammı alınmaz.
(2) 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi çerçevesindeki tespitlerde; kaçak elektrik enerjisi kullanımına ilişkin olarak yapılacak hesaplamada esas alınacak süre, tüketicinin tespite konu elektrik enerjisinin kesildiği tarih ile kaçak tespitinin yapıldığı tarih arasındaki süredir.
(3) Kaçak elektrik enerjisi tüketim miktarının hesaplanmasında ortalama günlük çalışma saatleri;
a) Meskenlerde; 5 saat,
b) Tarımsal sulama tüketici grubunda yer alan tüketicilerde; ilgili Tarım İl Müdürlüğünden ürün bazında alınacak sulama sezonu saati bilgisi çerçevesinde belirlenen saat,
c) Sanayi tüketici grubundan enerji alanlar ile turistik tesisler, akaryakıt istasyonları, hastaneler, alışveriş merkezleri gibi vardiyalı hizmet veren tüketicilerden, tek vardiyalı çalışanlar için 7 saat, iki vardiya çalışanlar için 14 saat, üç vardiya çalışanlar için 21 saat,
ç) Diğer tüketicilerde; 8 saat,
olarak kabul edilir.
(4) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmayanlara, çalışma saatleri % 20 oranında artırılarak uygulanır. Üç vardiya çalışanlar için bu süre 24 saat olarak kabul edilir.
(5) Üçüncü fıkranın (c) bendinin uygulanmasında, vardiya sayısının tespitinde kaçak tespiti yapan kuruluşun görevlilerinin tespiti ve şirket kayıtları, bunun mümkün olmaması halinde kamu kurum ve kuruluşları tarafından verilen resmi belgeler göz önüne alınır. Çalışma saatlerinin üçüncü fıkranın (c) bendinde belirtilenlerden daha fazla olmasının tespiti durumunda ise, tespit edilen saatler esas alınır.
Kaçak elektrik enerjisi tüketiminin faturalandırılması
MADDE 46 – (1) Tüm kaçak kullanımlara ilişkin hesaplamalar Kurul onaylı tarife tablolarındaki ilgili tüketicinin tüketici grubuna ilişkin tek terimli, tek zamanlı aktif enerji ve dağıtım tarifesi üzerinden yapılır. Yapılan hesaplamalarda reaktif enerjiye ve trafo kayıplarına ilişkin bedeller dikkate alınmaz.
(2) Kaçak elektrik enerjisi tükettiği tespit edilen tüketicinin, 44 üncü madde çerçevesinde hesaplanan tüketimi, dahil olduğu tüketici grubuna kaçak elektrik enerjisi tükettiği dönemde uygulanmakta olan ve birinci fıkrada kapsamı belirtilen tarifenin 1,5 katı ile çarpılarak, kaçak enerji tüketim bedeli hesaplanır ve bu bedel fatura edilir.
(3) Tüketicinin aynı veya başka bir kullanım yerinde mükerrer kaçak elektrik enerjisi tükettiğinin tespiti edilmesi durumunda, kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespit edildiği tarihte yürürlükte olan ve birinci fıkrada kapsamı belirtilen tarifenin 2 katı göz önüne alınarak hesaplama yapılır.
(4) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmayanlara ilişkin kaçak elektrik enerjisi tüketimindeki hesaplamalar, ticarethane tüketici grubuna uygulanan birinci fıkrada kapsamı belirtilen tarife üzerinden yapılır.
Ödeme
MADDE 47 – (1) Kaçak elektrik tüketim faturası kaçak elektrik tespit tarihinden itibaren en geç 3 iş günü içerisinde tüketicilere gönderilir. 42 nci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi ve aynı fıkranın (a) bendi kapsamında sayaç değerleri kullanılarak düzenlenen kaçak elektrik faturaları hariç olmak üzere kaçak elektrik faturaları iadeli taahhütlü posta yoluyla gönderilir. Ayrıca iletişim bilgilerinin bulunması halinde fatura hakkında tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir. Kaçak elektrik enerjisi tükettiği tespit edilen tüketici, kendisine fatura edilen bedeli son ödeme tarihine kadar ödemekle yükümlüdür. Fatura kredi kartı ile ödenebilir. Tüketiciye gönderilen faturada ödeme için en az 10 gün süre verilir. İtirazın yapılmış olması ödeme yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz. İadeli taahhütlü posta yoluyla gönderilen faturalara dair masraf ilgili tüketici tarafından karşılanır. Söz konusu masraf ilgili tüketiciye gönderilen faturaya ilave edilir.
(2) Tüketici, söz konusu kaçak faturasına ilişkin gönderilen ödeme bildirimine, kaçak elektrik enerjisi tüketmediği veya hesaplamalara esas miktar ve sürenin 44 ve 45 inci maddeler dışında olduğu veya uygulanan tarife ve diğer parametrelerde yanlışlık olduğuna ilişkin hususlara ait kanıt ve belgeleri ile birlikte, bildirim tarihinden itibaren 6 ay içerisinde itiraz edebilir. Bu itiraz en geç 10 iş günü içerisinde sonuçlandırılır. İnceleme sonucuna göre; tüketicinin haklı olduğunun anlaşılması ve tüketicinin gönderilen ödeme bildiriminde yer alan tutarı ödemiş olması halinde, dağıtım şirketince iade edilecek tutara, tüketicinin ödeme tarihinden itibaren geçerli olmak üzere, gecikme zammı, günlük olarak uygulanarak iade işlemi gerçekleştirilir.
(3) İkinci fıkra kapsamında yapılan itiraz sonuçlandırılıncaya kadar tüketicinin mağduriyetinin önlenmesi bakımından itiraza esas tutarın teminata bağlanması şartıyla elektrik enerjisi bağlanabilir.
Usulsüz elektrik enerjisi tüketimi
MADDE 48 – (1) Tüketicinin;
a) İlgili tüzel kişilere yapılmış başvuru olmaksızın, bulunduğu tüketici grubunun kapsamı dışında elektrik enerjisi tüketmesi,
b) Kendi adına perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmadan daha önceki tüketici adına düzenlenen ödeme bildirimlerini ödemek suretiyle elektrik enerjisi tüketmesi,
c) 6 ncı maddenin altıncı fıkrası hükmü dışında, ölçme noktasından sonraki kendi elektrik tesisatından üçüncü şahıslara elektrik enerjisi vermesi,
ç) Güç trafosunu değiştirdiği halde ilgili tüzel kişilere durumu yazılı olarak 15 gün içerisinde bildirmemesi,
d) Mesken tüketici grubunda yer alan tüketiciler hariç, kendisine ait tesis veya tesislerdeki bağlantı gücünün yüzde yirmiden daha fazla artması halinde, ilgili mevzuat çerçevesinde ilgili lisans sahibi tüzel kişiye başvurmaması veya başvurmuş olmasına rağmen ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmemesi,
hallerinde, usulsüz elektrik enerjisi tüketmiş sayılır.
(2) Birinci fıkra ile ilgili olarak; (a), (b) ve (c) bentlerinde tanımlanan hallerde, usulsüz elektrik enerjisi tüketimi tespitinden önce ilgili tüzel kişilere başvuruda bulunulmuş olması ve bunun belgelenmesi durumunda, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin hükümler uygulanmaz.
(3) Birinci fıkra kapsamında tanımlanan usulsüz elektrik enerjisi kullanımlarına ilişkin tespitlerde;
a) Birinci fıkranın (b) bendinde belirtilen halde tedarikçiler tarafından (a) bendinde belirtilen halde ise görevli tedarik şirketi tarafından,
b) (c), (ç) ve (d) bentlerinde belirtilen hallerde ise dağıtım şirketi tarafından,
tüketiciye yükümlülüklerini yerine getirmesi için 15 gün süre verildiğini belirten kesme ihbarı bırakılır. Yükümlülüklerini yerine getirmeyen tüketicinin dahil olduğu tüketici grubundan ait olduğu yıla ilişkin Kurul Kararı ile belirlenen kesme-bağlama bedelinin 5 katı ücret tahsil edilerek, bu fıkranın (b) bendinde belirtilen hallerde doğrudan, (a) bendinde belirtilen hallerde ise görevli tedarik şirketinin bildirimi üzerine dağıtım şirketi tarafından elektriği kesilir. Bu madde kapsamında yapılan kesintiler hakkında dağıtım şirketi tarafından ilgili tedarikçiye 2 gün içerisinde bilgi verilir.
(4) 12/10/2013 tarihli ve 28793 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü Yeraltısuyu Ölçüm Sistemleri Yönetmeliği uyarınca; DSİ tarafından verilen Yeraltısuyu Kullanma Belgesinde belirtilen, yeraltısuyundan çekilebilecek azami su için gerekli yıllık elektrik enerjisi tüketim miktarını aşan tüketicinin elektrik enerjisi, DSİ’nin bildirimi üzerine dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından en geç yedi gün içerisinde kesilir. 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanun hükümleri uyarınca yeraltısuyundan çekilebilecek azami su için gerekli yıllık elektrik enerjisi tüketim miktarını gösterir Yeraltısuyu Kullanma Belgesi alınmadan elektrik enerjisi bağlanamaz. Mevcut yeraltısuyu kullanıcılarının elektrik enerjisi; kullanıcıların, 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanunda ölçüm sistemi kurulması için öngörülen süre sonuna kadar elektrik enerjisi tüketim limitini gösteren Yeraltısuyu Kullanma Belgesini ibraz edememesi halinde, DSİ’nin bildirimine müteakip dağıtım şirketince en geç yedi gün içerisinde kesilir.
(5) Tüketicinin elektrik enerjisinin DSİ’nin bildirimi üzerine kesilmesi halinde doğabilecek ihtilaflarda sorumluluk DSİ’ye aittir.
Elektriğin kesilmesi ve bağlanması
MADDE 49 – (1) Aşağıda belirtilen hallerde dağıtım şirketi tarafından;
a) Kullanım yerinin tahliye edilmesi nedeniyle ikili anlaşma veya perakende satış sözleşmesi sona erdirilerek elektrik tüketilmeyen,
b) İkili anlaşması ve perakende satış sözleşmesi bulunmayan,
c) Kaçak elektrik tespiti ile kaçak elektrik ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımı sonucunda yükümlülükleri yerine getirilmemiş,
ç) 35 inci madde kapsamında ödeme yükümlülüğü yerine getirilmeyen,
kullanım yerlerinin elektriği kesilir.
(2) Tüketicilerin ikili anlaşmalarından kaynaklı borçları nedeniyle elektriği kesilemez. Ancak tedarikçi değişikliği gerçekleşmiş olsa bile, düzenlemeye tabi tarifeler yoluyla görevli tedarik şirketinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite alan gerçek veya tüzel kişilerin bu kapsamdaki borçları nedeniyle elektriği kesilebilir.
(3) Bu madde kapsamında elektriği kesilmiş olan kullanım yerine ilişkin ilgili yükümlülüklerin yerine getirilmesi üzerine tedarikçiyi ilgilendiren hallerde tedarikçi tarafından aynı gün içerisinde dağıtım şirketine bildirimde bulunulur. Bildirimin yapıldığı andan itibaren veya dağıtım şirketine ilişkin yükümlülüğün yerine getirildiği andan itibaren dağıtım şirketi;
a) Kentsel ve kentaltı dağıtım bölgesinde 24 saat içerisinde,
b) Kırsal dağıtım bölgesinde 48 saat içerisinde,
elektrik enerjisini bağlar. Yapılacak bağlama işleminden sonra tüketiciye yazılı olarak bağlama bildirimi bırakılır. Bağlama bildiriminde, bağlama tarihi ile saatine ve son endeks değerine yer verilmesi zorunludur. Ayrıca, bulunması halinde kısa mesaj ile de bildirim yapılır.
(4) Elektrik enerjisinin bağlanması için, tüketici tarafından ödenecek kesme-bağlama bedeli, kesme-bağlamanın dağıtım şirketi tarafından tedarik şirketine bildirimini takip eden bir sonraki döneme ait ödeme bildirimine yansıtılır. Bu kapsamda;
a) Fiilen elektriği kesilmeyen kullanım yerinde tüketiciden kesme-bağlama bedeli talep edilmez.
b) Görevli tedarik şirketinin dağıtım şirketine elektriğin kesilmesi bildiriminde bulunmasından sonra, tüketicinin yükümlülüklerini yerine getirmesine rağmen bu durumun söz konusu görevli tedarik şirketi tarafından ilgili dağıtım şirketine bildirilmemesi ve dağıtım şirketinin yükümlülüklerin yerine getirildiğini kesme-bağlama işleminin uygulanması için varmış olduğu kullanım yerinde öğrenmesi halinde, söz konusu kesme-bağlama bedeli oranında bir bedelin, ilgili görevli tedarik şirketi tarafından ilgili dağıtım şirketine ödenmesi zorunludur. Ödenen bu bedel tüketicinin ödeme bildirimine yansıtılamaz.
(5) Bu madde kapsamında kesme işlemine esas veriler kesme işleminin akabinde TÜBİTAK Kamu Sertifikasyon Merkezi tarafından sağlanan zaman damgası ile saklanır.
(6) Zamanında ödenmeyen borçlar kapsamında uygulanan kesme işlemi; Pazartesi, Salı, Çarşamba, Perşembe günleri 08:00-15:00 saatleri arasında yapılır. Resmî, dini bayram günleri, genel tatil günleri ile bunların bir önceki günlerinde kesme işlemi yapılmaz.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Sayaçlar
Sayaç ve sayaca erişim
MADDE 50 – (1) Tüketicinin aktif ve reaktif elektrik enerjisi tüketimi ile güç ölçümleri; ilgili mevzuat uyarınca tesis edilen sayaçlar ve uygun şekilde tesis edilmiş ölçüm sistemleri kurulmak suretiyle ölçülür.
(2) Tüketici, kullanım yerine ait sayaç ve/veya ölçüm sistemlerine müdahale etmemek, dağıtım şirketin sayaç ve/veya ölçüm sistemlerine erişimini engellememekle mükelleftir.
Sayaç kontrolü
MADDE 51 – (1) Sayacın arızalanması veya ölçme hassasiyetinden şüphe edilmesi halinde, ilgili tüzel kişi veya tüketici tarafından sayacın kontrolü talep edilebilir. Bu talep, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu hükümleri çerçevesinde karşılanır. Sayacın doğru tüketim kaydettiğinin tespiti halinde sayaç kontrol bedeli talep sahibi tarafından karşılanır. Tüketicinin sayaç kontrol talebinden itibaren 10 iş günü içerisinde ilgili dağıtım şirketi tarafından sayaç sökülerek değiştirilir. Sayaç değiştirme tutanağının bir örneği kullanım yerine bırakılır ve iletişim bilgilerinin bulunması halinde tüketiciler kısa mesajla bilgilendirilir.
(2) 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu ve bu Kanuna ilişkin ikincil mevzuat çerçevesinde periyodik muayene sebebiyle değiştirilmesi gereken tüketici mülkiyetindeki sayaç, dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıyan ve dağıtım şirketi mülkiyetinde olan bir sayaç ile değiştirilir. Eski sayacın ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıması halinde, söz konusu sayacın dağıtım şirketince tekrar kullanılabilmesi için periyodik muayeneden geçirilmesi zorunludur.
(3) Arızalanan, hasar gören veya ilgili mevzuat çerçevesinde değiştirilmesi gereken sayaç yerine dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıyan ve dağıtım şirketinin mülkiyetinde olan bir sayaç takılır.
(4) Birinci fıkra kapsamında belirtilen bedeller dışında, bu madde kapsamında yapılacak sayaç değişimi ve diğer işlemler ile ilgili olarak, tüketiciden herhangi bir ad altında bedel talep edilemez ve tüm maliyetler ilgili dağıtım şirketi tarafından karşılanır.
(5) Bu madde çerçevesinde yapılan işlemlerde kesme bağlama bedeli alınmaz.
(6) Bu madde çerçevesinde sayacın yerinden sökülmesi durumunda; sökülen sayacın yerine dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından, asgari sökülen sayacın fonksiyonlarını yerine getirecek nitelikte bir sayaç takılır. Sökülen ve takılan sayaçlarla ilgili EK-6’da yer alan bilgileri içeren sayaç değiştirme tutanağı düzenlenir. Bu madde kapsamında tüketicinin mülkiyetindeki sayacın değiştirilmesi halinde, eski sayaç dağıtım şirketince, işletme ve bakım hizmetleri karşılığında, iz bedelle tüketiciden devralınır.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Tüketicilerin Korunması ve Desteklenmesi
Tüketicilerin korunması
MADDE 52 – (1) Dağıtım şirketleri elektrikle çalışan diyaliz destek ünitesi, solunum cihazı ve benzeri mahiyette yaşam destek cihazlarına bağımlı olan ve destekleyici belgelere sahip tüketicilerin yazılı başvurusu halinde bu tüketicilerin yaşadığı kullanım yerlerine ait perakende satış sözleşmeleri ve ikili anlaşmaları kayıt altına alır.
(2) Geçerli sağlık raporunu dağıtım şirketine ibraz eden söz konusu tüketicilerin usulüne uygun elektrik tüketimi nedeniyle oluşabilecek borçlarından dolayı elektrikleri kesilmez ve borcun ödenmesine ilişkin taksitlendirme talep edilmesi halinde taksitlendirme tedarikçiler tarafından yapılır. Taksitlendirme süresi azami dört aydır.
(3) İlgili dağıtım şirketi tüketicinin elektriğinin kesilmemesi için tüketicinin tedarikçisi olan şirkete, raporun kendisine ibraz tarihinden itibaren 3 iş günü içinde bilgi vermekle yükümlüdür.
(4) Dağıtım şirketi tüketiciye sağlık raporunun süresinin sona ereceğine ilişkin bilgilendirmeyi sağlık raporunun süresinin sona erme tarihinden en az 20 gün önce yapar. Tüketici ibraz ettiği sağlık raporunun süresinin sona erme tarihinden itibaren 30 gün içinde, geçerli raporunu dağıtım şirketine bildirmekle yükümlüdür. Söz konusu sürenin dolmasına rağmen raporunu ibraz etmeyen tüketiciler ilgili dağıtım şirketince tüketicinin tedarikçisine tüketiciye tanınan 30 günlük süreyi takip eden 3 iş günü içerisinde bildirilir ve tüketicinin elektriği mevzuatın düzenlediği hallerde kesilebilir.
(5) Planlı elektrik kesintileri söz konusu olması durumunda bu tüketiciler elektrik dağıtım şirketleri tarafından tüketicinin belirlediği iletişim aracıyla öncelikle bilgilendirilirler.
(6) Plansız elektrik kesintileri söz konusu olması durumunda bu tüketiciler kesinti ile ilgili durum hakkında elektrik dağıtım şirketleri tarafından tüketicinin belirlediği iletişim aracıyla bilgilendirilirler.
(7) Kendi adına perakende satış sözleşmesi olan mesken tüketici grubunda bulunan, 65 yaş üstü tüketicilerin, yüzde 40’ın üzerinde engelli olduğuna dair sağlık kurulu raporunu görevli tedarik şirketine ibraz eden engelli tüketicilerin ve Şehit Aileleri ve Muharip/Malul Gaziler mesken alt tüketici grubunda bulunan tüketicilerin elektriği, tek bir kullanım yerine ait faturaların aralıksız olarak yıl içerisinde en az üç dönem boyunca zamanında ödenmemesi ve tüketicinin kesme yapılacağı hakkında görevli tedarik şirketi tarafından bilgilendirildiğinin ispatı hallerinde kesilebilir. Borcun ödenmesine ilişkin taksitlendirme talep edilmesi halinde taksitlendirme tedarikçiler tarafından yapılır. Taksitlendirme süresi azami dört aydır.
Kamuoyunun bilgilendirilmesi
MADDE 53 – (1) Bir önceki takvim yılına ait olmak üzere;
a) TEİAŞ, iletim sistemine doğrudan bağlı olup tedarikçisini seçme hakkını kullanan serbest tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
b) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler;
1) Bölgelerinde tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
2) Tedarikçisini seçme hakkını kullanan serbest tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
3) Serbest tüketici limitini geçtikleri halde tedarikçisini seçme hakkını kullanmayan tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
her yıl Şubat ayı içerisinde Kuruma bildirmek ve internet sitesinde yayımlamak suretiyle kamuoyuna duyurmak zorundadır.
Tüketici hizmetleri merkezi
MADDE 54 – (1) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, faaliyet konuları ile ilgili olarak arıza bildirimi, kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanım ihbarları, ödeme bildirimlerine ilişkin itirazlar, şikâyetler ve benzeri konularda yapılan başvuruların cevaplandırılması için, yeterli donanım ve personele sahip tüketici hizmetleri merkezleri kurulur.
(2) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, tüketici hizmetleri merkezlerinin bünyesinde, tüketicilere yönelik 24 saat kesintisiz hizmet verecek şekilde çağrı merkezi kurulur. Çağrı merkezi hizmet kalitesi standartlarına ilişkin usul ve esaslar Kurul Kararı ile belirlenir. Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri ile ilgili olarak birbirlerinden veya aynı kaynaktan hizmet alımı yapabilirler. Bu kapsamdaki hizmet alımı, süre sınırlamasına tabi değildir.
(3) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketlerinin internet sitelerinde, kolayca görülebilecek ve erişilebilecek şekilde “İtiraz veya Şikâyet Başvurusu” erişimine yer verilmesi zorunludur.
İhbar ve şikâyet başvuruları
MADDE 55 – (1) Arıza bildirimleri ile kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanım ihbarları, şikayetler ve bilgi edinmeye ilişkin tüm başvurular ilgili tüzel kişiye yazılı, telefonla veya internet aracılığıyla yapılabilir.
(2) Tüketici hizmetleri merkezi tarafından kaydedilen başvurular, 15 iş günü içerisinde sonuçlandırılarak öngörülen işlem, başvuru sahibinin talebine uygun olarak yazılı olarak ya da kalıcı veri saklayıcısıyla bildirilir.
(3) Tüketici hizmetleri merkezine yapılan başvuruya ilişkin olarak, ilgili tüzel kişi tarafından öngörülen işlem hakkında başvuru sahibi ile ilgili tüzel kişi arasında bir anlaşmazlığın söz konusu olması halinde; başvuru sahibi tarafından Kuruma, ancak öngörülen işlemin ilgili mevzuata aykırılık teşkil ettiği iddiasıyla başvurulabilir. Kurum, gerekli gördüğü hallerde inceleme yapar veya yaptırır.
(4) Kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımına ilişkin ihbarları yapan kişilerin kimlikleri gizli tutulur.
(5) Tüketici hizmetleri merkezine ulaşan tüm başvuru, ihbar ve şikâyetlerin; ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, ilgili tüzel kişiler tarafından kayıt altına alınmak suretiyle Kurum tarafından istenilen zamanda ve formatta raporlanması zorunludur.
Tüketicilerin bilgilendirilmesi ile tüketici hakları ve zararların tazmini
MADDE 56 – (1) Dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketleri, tüketicilerin yeterli, güvenli, sürekli ve kolay bir şekilde hizmet almalarını ve hizmet seçeneklerini öğrenmelerini teminen, gerekli bilgilendirme faaliyetini, yerine getirmekle yükümlüdür.
(2) Tüketicilerin bilgilendirilmesi görevi, ilgili tüzel kişinin tüketici hizmetleri merkezleri tarafından yürütülür. İlgili tüzel kişiler, tüketicilere ücretsiz olarak broşür, katalog gibi araçlar dağıtabilir ve/veya elektronik posta veya kısa mesaj gönderebilir. Bu madde kapsamında yapılacak bilgilendirmeler, ayrıca internet sitesi üzerinden de kolayca ulaşılabilecek bir biçimde yayımlanır.
(3) Dağıtım şirketi, tüketicinin talebi halinde ve her takvim yılı içerisinde iki defadan fazla olmamak üzere, tüketicinin geçmiş 24 aya yönelik elektrik enerjisi tüketimini tek zamanlı veya çok zamanlı olarak kWh cinsinden gösteren belgeyi ücretsiz olarak sunmakla yükümlüdür.
(4) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, tüketicileri dağıtım veya iletim sisteminde programlanmış bir müdahale nedeniyle meydana gelecek programlı kesintiler hakkında yazılı, işitsel veya görsel basın yayın kuruluşları aracılığıyla ve internet sitesinde, ayrıca isteyen kullanıcılara kısa mesaj ve/veya elektronik posta gönderilmesi suretiyle kesintinin tarih, başlangıç ve sona erme zamanının, kesintinin başlama zamanından en az kırk sekiz saat önce nihai tüketicilere bilgilendirmekle yükümlüdür.
(5) Tüketiciler Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi tarafından oluşturulmuş tüketici portalını kullanarak asgari aşağıdaki bilgilere ulaşabilir;
a) Tüketim noktasının açık adresi,
b) Tüketici grubu ve belirlenmişse tüketici alt grubu,
c) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
ç) Tüketim noktasının sözleşme gücü,
d) Aktif ve reaktif endeks değerleri, sayaç çarpanı ve okuma tarihi,
e) Tüketim noktasına ilişkin geçmişe dönük düzeltme bilgisi,
f) Tedarikçisinin unvanı,
g) Halihazırda tedarikçisini seçme hakkını kullanıp kullanmadığına ilişkin bilgi.
(6) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca elektrik enerjisi hizmeti alan tüketicilerin hakları ve zararlarının tazmini konusunda, 6502 sayılı Tüketicinin Korunması Hakkında Kanun hükümleri ile ilgili diğer mevzuat hükümleri uygulanır.
Bilgilerin gizliliğini koruma
MADDE 57 – (1) Tedarikçi, bu Yönetmelik kapsamında düzenlenen her bir işleme ilişkin bilgi ve belgeyi; perakende satış sözleşmesi için sözleşmenin sonlanmasını izleyen 10 yıl süresince, ikili anlaşma için ise anlaşmanın sonlanmasını izleyen 3 yıl süresince saklamak zorundadır.
(2) Tedarikçi, tüketiciye ait bilgileri başka bir amaçla kendisinin ilişkide bulunduğu faaliyetlerde kullanamaz, aksi belirtilmemiş hususlar dışında diğer tedarikçilerle paylaşamaz.
İkili anlaşma uyuşmazlıklarında yetkili çözüm mercii
MADDE 58 – (1) İkili anlaşmayla veya müstakil bir yetki sözleşmesiyle, mahkemelerin ve icra dairelerinin yetkisi tüketicinin hak arama özgürlüğünü ve savunma hakkını kullanmasını güçleştirecek şekilde belirlenemez ve 12/1/2011 tarihli ve 6100 sayılı Hukuk Muhakemeleri Kanunu ve 9/6/1932 tarihli ve 2004 sayılı İcra ve İflas Kanunu hükümlerince yetkili sayılan mahkemelerin ve icra dairelerinin yetkisi kaldırılamaz. 6502 sayılı Tüketicinin Korunması Hakkında Kanun hükümleri saklıdır.
ONUNCU BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Bildirimler
MADDE 59 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca yapılan bildirimlerde perakende satış sözleşmesinde veya aksine hüküm olmaması halinde, ikili anlaşmada yer alan adresler kullanılır.
(2) Taraflardan birinin bildirim adresinde bir değişiklik olması durumunda, adres değişikliği, adres değişikliğini takip eden en az 3 iş günü içerisinde diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.
(3) Dağıtım şirketi ile tedarikçinin bildirim adresindeki değişiklik, ayrıca ödeme bildirimlerinde belirtilir ve söz konusu şirketin internet sitesinde de yayımlanır.
(4) Yukarıda belirtilen şekillerde adres değişikliğinin bildirilmemesi durumunda mevcut en son adrese yapılmış bildirimler geçerlidir.
Atıflar
MADDE 60 – (1) 25/9/2002 tarihli ve 24887 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği, 4/9/2002 tarihli ve 24866 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliği ve 08/5/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 61 – (1) 08/05/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 22 nci, 23 üncü ve 24 üncü maddeleri 01/07/2018 tarihinde, diğer hükümleri bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde yürürlükten kalkar.
Talep birleştirme suretiyle serbest tüketici niteliği kazanma
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 16/3/2013 tarihinden önce, aynı tüzel kişilik ya da doğrudan veya dolaylı olarak sermayesinin yarısından fazlası aynı tüzel kişiye ait olan tüzel kişi altında talep birleştirme suretiyle serbest tüketici niteliği kazanarak tedarikçisini seçenlerin, bu haklarını kullanmalarına serbest tüketici limitinin sıfır olarak belirlendiği ayın sonuna kadar izin verilir. Ancak serbest tüketici hakkını bu şekilde kullanmakta olan tüketim noktalarından herhangi birisinin, Kurul onaylı perakende satış tarifesi kapsamında elektrik enerjisi temin etmeye başlaması halinde, yeniden ilgili tüzel kişi altında talep birleştirme kapsamına dönmesine izin verilmez.
Yürürlük
MADDE 62 – (1) Bu Yönetmeliğin Üçüncü Bölüm ve Altıncı Bölüm hükümleri 01/07/2018 tarihinde, diğer hükümleri yayımlandığı tarihte yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 63 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
EK-1
Tüketici Hakları Bilgilendirme Formu
Okudum Anladım : Tüketici İmzası:
Tarih :
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı
Unvanı
(İmza)
Bu belge Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği’nde yer almaktadır. İki nüsha olarak düzenlenecek olup, bir nüshası tüketiciye teslim edilecektir.
EK-2-A
EK-2/B
Fiyat Karşılaştırma Tablosu
İkili anlaşma aktif enerji bedeli ile Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından belirlenen ve aynı tüketici grubuna uygulanan fiyat ve mukayesesi aşağıda verilmiştir.
Tüketici grubu.............................
Tahsilatına aracı edilen fon, pay vergi ayrıca ilave edilecektir.
Anlaşma süresince uygulanan fiyatı EPDK adresinde http://www.epdk.gov.tr yer alan Fatura Hesaplama Modülü Kullanarak mukayese edebilirsiniz.
Okudum Anladım : Tüketici İmzası:
Tarih :
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı
Unvanı
(İmza)
Bu belge iki nüsha düzenlenecek, bir nüshası imza anında teslim alan imzası ile birlikte tüketiciye teslim edilecektir.
EK-3
Tarih :
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı
Unvanı
(İmza)
EK-4/A
TEDARİKÇİ DEĞİŞİKLİĞİ NEDENİYLE PERAKENDE SATIŞ SÖZLEŞMESİ SONA ERDİRME TALEP FORMU
.......................................................... ANONİM ŞİRKETİNE
Aşağıda bilgileri verilen kullanım yerine ilişkin perakende satış sözleşmemin yeni tedarikçimin elektrik enerjisinin ve/veya kapasite teminin başladığı tarih itibariyle sonlandırılması ve güvence bedelimin belirtilen şekilde tarafıma iade edilmesi için gereğini rica ederim.
(İmza)
Adı SOYADI
Şirket adına teslim alan
(İmza)
Adı SOYADI
Yukarıda bilgileri verilen tüketiciye elektrik enerjisinin ve/veya kapasite teminin başladığı 01/.../20... tarihi itibariyle Şirketinizle olan perakende satış sözleşmesinin sona erdirilmesini rica ederiz.... / ... / 20...
Şirket Yetkilisinin Adı Soyadı Unvanı
(İmza)
Ek: Tüzel kişiler için temsile yetkili olduğuna dair yetki belgesi sureti.
Bu belge iki nüsha düzenlenecek, bir nüshası imza anında teslim alan imzası ile birlikte tüketiciye teslim edilecektir. Bu formun şirketin kurumsal iletişim kanalları veya e-devlet aracılığıyla doldurulması halinde imza şartı aranmaz.
EK-4/B
PERAKENDE SATIŞ SÖZLEŞMESİ SONA ERDİRME TALEP FORMU
.......................................................... ANONİM ŞİRKETİNE
Aşağıda bilgileri verilen kullanım yerine ilişkin perakende satış sözleşmemin .........................tarih itibariyle sonlandırılması ve güvence bedelimin belirtilen şekilde tarafıma iade edilmesi için gereğini rica ederim.
(İmza)
Adı SOYADI
Şirket adına teslim alan
(İmza)
Adı SOYADI
Bu belge iki nüsha olarak düzenlenecek, bir nüshası imza anında teslim alan imzası ile birlikte tüketiciye teslim edilecektir.
Bu formun şirketin kurumsal iletişim kanalları ve e-devlet aracılığıyla doldurulması halinde imza şartı aranmaz.
EK-5
EK-6
EK-7
EK TAHAKKUK BİLGİLENDİRME FORMU
Sayın..........................................................
............ no’lu tesisata kayıtlı ..................no’lu perakende satış sözleşmesi/ikili anlaşmaya ilişkin ................ tarihleri arasındaki dönem için ....................aşağıda yer alan açıklama çerçevesinde ek tahakkukta bulunulmuştur.
...................tarihinde ............no’lu sayacınız hiç/doğru tüketim kaydetmediği tespit edilmiştir. .........no’lu yeni sayaç, sayaç değiştirme tutanağı ile .............tarihinde takılmıştır.
Perakende Satış Sözleşmesi/İkili Anlaşma Başlangıç Tarihi:
Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 37 nci maddesi uyarınca;
Hata tespitinde;
Yerinde yapılan teknik inceleme baz alınmıştır. (örneği ekte yer almaktadır)
Sayaç muayene raporu baz alınmıştır. (örneği ekte yer almaktadır)
Hata tespitine dair açıklama (Açık olarak yazılacak ve hataya ilişkin bilgiler form ekine konulacaktır):
Miktar tespitinde;
Tüketicinin aynı döneme ait sağlıklı olarak ölçülmüş geçmiş dönem tüketimleri dikkate alınmıştır.
Tespit tarihinden sonraki tüketicinin ödeme bildirimine esas ilk 2 tüketim dönemine ait tüketimlerinin ortalaması dikkate alınmıştır.
Süre tespitinde;
...... gün (Doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde. Bu süre 180 günü geçemez)
90 gün (Doğru bulgu ve belgenin bulunmaması halinde kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemlerine ilişkin en son işlem tarihi esas alınır. Bu süre 90 günü aşamaz)
dikkate alınmıştır.
Hesaplamaya İlişkin Ayrıntılı Açıklama:
Yukarıda hesaplanan tutarı peşin (gecikme cezası uygulanmaz) ya da taksitlendirme (Taksitlendirme süresi tüketim dönemi ay sayısı geçemez ve gecikme cezası uygulanmaz) yaparak ödeyebilirsiniz.
Bu formun ilgili alanları dağıtım şirketi tarafından doldurulur ve ilgili belgelerle birlikte tedarikçiye gönderilir.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
30/5/ 2018 30436
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 20/02/2021 31401
İKİLİ ANLAŞMA ÖN BİLGİLENDİRME FORMU | İKİLİ ANLAŞMA ÖN BİLGİLENDİRME FORMU
Tedarikçinin ;
Adı/unvanı
Adresi
Mersis numarası
Vergi Kimlik Numarası
Lisans Numarası
Tüketici Hizmetleri Merkezlerinin Telefon ve Faks Numarası
İnternet ve Elektronik Posta Adresi | ............................................................
..............................................................
............................................................
..............................................................
............................................................
..............................................................
............................................................
..............................................................
............................................................
Tüketici Ad Soyad / Ünvanı | ................................................................
...............................................................
Kullanım Yeri Adresi | .............................................................
..............................................................
Form Düzenlenme Nedeni | İkili anlaşmanın kurulması ☐
İkili anlaşmanın yenilenmesi ☐
İkili Anlaşma Aktif Enerji Bedeli | .............................................................
Tahsilatında Aracılık Edilen Bedeller | ☐ Dağıtım bedeli ( Açıklama Yapılacak)
☐ Enerji Fonu ( Açıklama Yapılacak)
☐ Trt Payı ( Açıklama Yapılacak)
☐ Tüketim vergisi ( Açıklama Yapılacak)
☐ KDV ( Açıklama Yapılacak)
Güvence Bedeli | (Güvence bedelinin alınıp, alınmayacağı alınacak ise tutarı, süresi ve şekli belirtilecek)
Gecikme Faizi | (Gecikme faizi uygulanıp, uygulanmayacağı uygulanacaksa oranı)
İkili Anlaşma Süresi | .............................................................
İkili Anlaşma Sona Erme Tarihi | İkili Anlaşma Sonlama Tarih,....../..../......
Enerji Tedariki Başlangıç Tarihi | .............................................................
Tüketici Cayma Hakkı | (Cayma bedeli ödemeksizin cayılabilecek süre ve sürenin başlangıcı, Cayma bedeli)
Ceza Koşulu | (Tüketicinin hangi koşullarda ve ne kadar ceza koşulu ödeyeceği
Tedarikçinin hangi koşullarda ne kadar ceza koşulu ödeyeceği)
........Tarihi itibariyle | Epdk tarafından belirlenen bedel | Epdk tarafından belirlenen bedel | Epdk tarafından belirlenen bedel | Şirket Tarafından Önerilen Bedel | Şirket Tarafından Önerilen Bedel | Şirket Tarafından Önerilen Bedel
Gündüz | Puant | Gece | Gündüz | Puant | Gece
Kwh (Tahmini Miktar)
Enerji Bedeli kr/kWh
Dağıtım Bedeli kr/kWh
Toplam Tutar
İKİLİ ANLAŞMA DEĞİŞİKLİK BİLDİRİMİ | İKİLİ ANLAŞMA DEĞİŞİKLİK BİLDİRİMİ
Tedarikçinin ;
Adı/unvanı
Adresi
Mersis numarası
Vergi Kimlik Numarası
Lisans Numarası
Tüketici Hizmetleri Merkezlerinin Telefon ve Faks Numarası
İnternet ve Elektronik Posta Adresi | ............................................................
..............................................................
Tüketici Ad Soyad / Ünvan | ................................................................
...............................................................
Kullanım Yeri Adresi | .............................................................
..............................................................
Değişiklik önerilen madde numara ve mevcut metni/metinleri | .............................................................
Değişiklik önerilen madde numara ve değişiklik işlenmiş metin/metinleri | .............................................................
İkili Anlaşma Aktif Enerji Bedeli
Değişikliğin Yürürlüğe Girme Tarihi | .............................................................
Tahsilatında Aracılık Edilen Bedeller | ☐ Dağıtım bedeli ( Açıklama Yapılacak)
☐ Enerji Fonu ( Açıklama Yapılacak)
☐ Trt Payı ( Açıklama Yapılacak)
☐ Tüketim vergisi ( Açıklama Yapılacak)
☐ KDV ( Açıklama Yapılacak)
İkili Anlaşma Süresi
İkili Anlaşma Başlama Tarihi | İkili Anlaşma Başlama Tarih,....../..../......
İkili Anlaşma Sonlanma Tarihi | İkili Anlaşma Sonlama Tarih,....../..../......
Tarih | Geçmiş Dönem
Tüketim Miktarı (Kwh) (1) veya Ortalama
Tüketim Miktarı (Kwh) * Gün (1) | İlgili Yıl Tüketim Bedeli
(2) | Tutar (1)x(2) | Tarih | Geçmiş Dönem
Tüketim Miktarı (Kwh) (1) veya Ortalama
Tüketim Miktarı (Kwh) * Gün (1) | İlgili Yıl Tüketim Bedeli
(2) | Tutar (1)x(2)
...Ocak | ...Temmuz
...Şubat | ......Ağustos
...Mart | ......Eylül
...Nisan | ......Ekim
...Mayıs | ......Kasım
...Haziran | ......Aralık
Toplam | Toplam |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0a0517f543898.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12404 Karar Tarihi: 01/02/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 01/02/2024 tarihli toplantısında; aşağıdaki “İletim Sisteminde Yer Alan Sayaçlarda Hatalı Ölçüm Kaydedilmesi veya Ölçüm Kaydedilmemesi ile Sayaca/Ölçü Devresine Müdahale Durumunda Tesis Edilecek İşlemlere İlişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
İLETİM SİSTEMİNDE YER ALAN SAYAÇLARDA HATALI ÖLÇÜM KAYDEDİLMESİ VEYA ÖLÇÜM KAYDEDİLMEMESİ İLE SAYACA/ÖLÇÜ DEVRESİNE MÜDAHALE DURUMUNDA TESİS EDİLECEK İŞLEMLERE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
Amaç ve kapsam
MADDE 1- (1) Bu Usul ve Esasların amacı, iletim sistemine bağlı ölçüm noktalarında bulunan uzlaştırmaya esas ana sayacın veya ana ve yedek sayacın uzaktan okunamadığının veya hatalı okunduğunun, kayıt yapmadığının veya kontrol ve test sonucu hatalı ölçüm yaptığının, mührünün kopartıldığının veya sayaçların doğru ölçüm yapmasına engel olacak mahiyette sayaçlara ya da ölçü devresine herhangi bir müdahalede bulunulduğunun tespit edildiği durumlarda, kullanıcının sayaç verilerinin ve müdahale zamanının tespit edilmesinde kullanılacak yöntemlerin belirlenmesidir.
(2) Bu Usul ve Esaslar, iletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisini ölçen sayaçları kapsar.
Sayacın uzaktan okunma hatası
MADDE 2- (1) Uzlaştırmaya esas ana sayaç verisinin otomatik olarak uzaktan okunamadığı veya uzaktan okuma sisteminin hatalı okuma yaptığının tespit edilmesi halinde, ana sayacın verisi yerinde okuma yapılarak elde edilir.
Sayacın/sayaçların kaydettiği ölçüm verilerinin hatalı olması
MADDE 3- (1) Ölçüm noktasında yer alan uzlaştırmaya esas sayacın/sayaçların arızalanması, bağlantılarında veya bağlantılı olduğu ölçü transformatörlerinde ölçüm verilerini etkileyecek şekilde arıza meydana gelmesi, sayaçta/sayaçlarda kayıtlı konfigürasyon (çarpan) bilgisinin hatalı olduğunun tespit edilmesi gibi durumlarda sayacın/sayaçların kaydetmiş olduğu verilerin hatalı olduğu kabul edilir.
(2) Uzlaştırmaya esas ana sayacın veya ana ve yedek sayacın verilerinin hatalı olduğunun tespiti durumunda, bu Usul ve Esaslarda belirtilen yöntemler kullanılarak ilgili ölçüm noktasına esas ölçüm verileri tespit edilir ve ilgili mevzuatta düzenlenen hesaplamalarda bu veriler kullanılır.
(3) Sayacın ölçüm yapmaması veya yanlış ölçüm yapmasından dolayı oluşan ölçüm farkları ve ilgili döneme esas iletim tarifeleri esas alınarak hesaplanan iletim bedelleri, sorunun tespitinden itibaren 10 iş günü içinde kullanıcıya tek seferde fatura edilir veya iade işlemi gerçekleştirilir ve bu işlemlerde gecikme zammı uygulanmaz. Ölçüm farkları Geçmişe Dönük Düzeltme Kalemi (GDDK) işlemlerinin yapılması için sorunun tespitinden itibaren 10 iş günü içerisinde EPİAŞ’a gönderilir.
Uzlaştırmaya esas sayacın/sayaçların hatalı veri kaydetmesi veya veri kaydetmemesi
MADDE 4- (1) Uzlaştırmaya esas ana sayaca ait yük profilinde hiç veri olmadığının veya verilerin herhangi bir nedenle eksik veya fazla olduğunun tespiti halinde öncelikle yedek sayaçta yer alan eş zamanlı periyot verileri kullanılır.
(2) Ölçüm noktasında yer alan uzlaştırmaya esas ana ve yedek sayaçların her ikisinin de aynı periyota ait verileri faz kaybı, sayaç konfigürasyonunda çarpan değeri hatası gibi sebeplere bağlı olarak hatalı kaydettiğinin tespit edildiği durumlarda mevcut sayaç verileri üzerinden matematiksel hesaplamalar yapılarak veriler elde edilir.
(3) Ölçüm noktasında yer alan uzlaştırmaya esas ana ve yedek sayacın her ikisinin de aynı periyota ait verileri kaydetmediğinin tespit edilmesi durumunda;
a) Bir transformatör merkezinde hem transformatör çıkışında hem de aynı bara üzerinde yer alan tüm fiderlerde sayaç var ise, barada yer alan tek bir ölçüm noktasında veri kaydedilmediğinin tespit edilmesi ve diğer sayaç verilerinin doğruluğunun teyit edilmesi halinde, ilgili ölçüm noktasına ait veriler ölçüm hesabına dahil olan diğer sayaçların verilerinin kullanılması suretiyle hesaplanır.
b) İlgili ölçüm noktasına/sayaca ait veriler aynı ölçüm noktasında yer alan analizör, Yük Tevzi Bilgi Sistemi (YTBS), Güç Kalitesi Çözümleyici (GKÇ), SCADA vb. ölçü aletleri/ölçü-kayıt sistemleri verileri kullanılarak tespit edilir. Bahse konu sistemlerin kaydettiği verilerin, sayaç verileri ile değişim oranı dikkate alınarak ilgili ölçüm noktasına/sayaca ait veriler hesaplanır (Örneğin GKÇ de 100 MWh’lik bir ölçüm anında sayaçta 90 MWh’lik ölçüm yer alıyorsa, sayaçta veri olmayan bir periyotta GKÇ’de 100 MWh görüldüğü durumda sayacın eksik periyottaki verisi 90 MWh olarak kabul edilir).
c) İlgili ölçüm noktasına/sayaca ait verilerin tespit edilebilmesi için kullanılacak bir analizör, YTBS, GKÇ, SCADA gibi bir ölçü aleti/ölçü-kayıt sistemi yoksa veya cihazların/sistemlerin ölçüm doğruluğundan şüphe duyuluyor ise, kullanıcının sayaç verisi 30/5/2018 tarihli ve 30436 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin ilgili hükümleri çerçevesinde tespit edilir.
Sayacın hassasiyet sınıfı dışında ölçüm yapması
MADDE 5- (1) Ana sayacın test sonucunun ölçüm yaptığı hassasiyet sınıfı sınırları dışında kalması durumunda; yedek sayacın test sonucu incelenir ve hassasiyet sınıfı sınırları içerisinde ölçüm yapıyor olması halinde yedek sayacın verileri aşağıda belirtilen tarihler dikkate alınarak geçmişe dönük olarak kullanılır:
a) İlgili ölçüm noktasında yer alan analizör, YTBS, GKÇ, SCADA gibi ölçü aletleri/ölçü-kayıt sistemleri verileri de göz önünde bulundurularak, geçmişe dönük ana sayaç verisi ile yedek sayaç verisi kıyaslanır. Ana sayaç verilerinin belirgin şekilde sapma gösterdiği tarih veya sayaçların kaydettiği veriler arasındaki farkın, iki sayacın hassasiyet sınıflarının toplamından daha küçük kaldığı tarih belirlenebiliyorsa, bu tarihe kadar geçmişe dönük düzeltme işlemi yapılır.
b) Ana sayacın hatalı kayıt yapmaya başladığı tarih belirlenemiyorsa ana sayacın son doğruluk testinin yapıldığı tarih ile sayacın değiştirildiği tarihe bakılır, bu iki tarihten güncel olan tarih son işlem tarihi kabul edilerek bu tarihe kadar geçmişe dönük düzeltme işlemi yapılır.
(2) Ana sayaçla birlikte yedek sayacın test sonuçlarının da ölçüm yaptıkları hassasiyet sınıfı sınırları dışında kalması durumunda; ana ve yedek sayaçların test tarihleri ve sayaç değişim tarihleri karşılaştırılır. Bu tarihlerden güncel olan tarihe sahip sayaç seçilerek geçmişe dönük düzeltme yapılır. Yedek sayaç test ya da değişim tarihinin daha güncel olması durumunda ana sayacın son test veya değişim tarihinden yedek sayacın son test veya değişim tarihine kadar olan süre için yedek sayaç verileri doğru kabul edilerek kullanılır. İlgili tarihten sonrası için ise test sonucuna göre hata oranı daha düşük olan sayacın verileri üzerinden hassasiyet sınıfı sınırının dışında kaldığı oranda artırılmak/azaltılmak suretiyle matematiksel hesaplama yapılarak verilerin tespiti sağlanır.
(3) Sayaç muayene raporunun ya da teknik tespit raporunun bir örneği kullanıcıya gönderilir.
Sayaç ve/veya sayaç devresine kullanıcı tarafından müdahale edilmesi
MADDE 6- (1) Kullanıcı mülkiyetindeki bir sayaca/ölçü devresine kullanıcı tarafından müdahale yapılmış ise bu maddenin beşinci fıkrası kapsamında işlem tesis edilir ve sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai işlemler uygulanır. Aşağıda yer alan müdahaleler, bunlarla sınırlı kalmamak kaydıyla, sayaca/ölçü devresine müdahale olarak değerlendirilir.
a) Ana/yedek sayaç ve/veya ölçü devresinin mühürlerine müdahale edilmiş olması.
b) Ana/yedek sayaç ve veya ölçü devresinin nominal çalışma şartlarını bozacak bir etken ile müdahale edilmiş olması.
c) Ana sayaç veya yedek sayaç yazılımına müdahale edilmiş olması.
(2) Ana sayaca veya yedek sayaca ve/veya bunların ölçü devresine müdahale edildiğinin tespit edilmesi durumunda, müdahale zamanı sayacın olay kayıtlarından tespit edilir. Olay kayıtlarından müdahale zamanının tespit edilememesi durumunda merkezde varsa kamera ve ziyaretçi/personel giriş/çıkış bilgileri incelenir, ayrıca kullanıcının bağlantısı bulunan fider veya transformatör merkezinde yer alan analizör, GKÇ, SCADA ve YTBS vb. ölçü aletleri/ölçü-kayıt sistemleri verileri kullanılarak müdahale zamanı tespit edilir ve müdahalenin gerçekleştiği tarih/saatten itibaren müdahale edilmemiş sayacın verileri kullanılır. Müdahale zamanının tespit edilememesi halinde sayaç ve/veya ölçü devresinin son test (muayene), kontrol veya değişiminin yapıldığı tarih/saatlerden güncel olan tarih ve saat müdahale zamanı olarak kabul edilir.
(3) Bu maddenin birinci fıkrasının (b) ve (c) bentleri kapsamında ölçümü etkileyecek şekilde müdahale tespit edilmesi durumunda 4 üncü maddeye göre işlem tesis edilir.
(4) Ana sayaca veya yedek sayaca ve/veya bunların ölçü devresine müdahale edildiğinin, doğru bulgu ve belgelere dayandırılması ve kullanım yerini de içerecek şekilde fotoğraflanması ve ekteki tutanağın tutulması esastır.
(5) Ana sayaca veya yedek sayaca ve/veya bunların ölçü devresine müdahale ettiği tespit edilen kullanıcıların elektrik enerjisi kesilebilir ve bu kullanıcılar için Cumhuriyet Savcılığına suç duyurusunda bulunulabilir. Lisanslı kullanıcılar için ayrıca Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna bildirim yapılır.
Geçmişe dönük düzeltme tarihinin belirlenmesi
MADDE 7- (1) Bu Usul ve Esaslar kapsamında geçmişe dönük olarak tespit edilen verilerin kullanılacağı süre, EPİAŞ tarafından yürütülen uzlaştırma işlemleri hesaplamaları açısından 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde belirlenen Geçmişe Dönük Düzeltme Kalemi (GDDK) itiraz süresini, iletim bedellerine ve sistem kullanım ihlallerine ilişkin hesaplamalar açısından ise ilgili mevzuatta yer alan zaman aşımı süresini geçemez.
MADDE 8- Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 9- Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0ac08f7450333.docx | KARŞILIĞI OLMAYAN PİYASA İŞLEMLERİNE İLİŞKİN YÖNTEM
Amaç ve kapsam
MADDE 1- (1) Bu Yöntemin amacı, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 6 ncı maddesinin birinci fıkrasında belirtilen denge yükümlülükleri kapsamında gün öncesi piyasası teklifleri ve ikili anlaşma bildirimleri yapılırken uyulması gereken kurallar, karşılığı olmayan piyasa işlemlerinin tespiti ve bu kapsamdaki ihlallere uygulanacak işlemlerin düzenlenmesi ile Piyasa İşletmecisi tarafından bu kapsamda yürütülecek süreçlere dair usul ve esasların belirlenmesidir.
Dayanak
MADDE 2- (1) Bu Yöntem, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 57, 57/A ve 89/A maddelerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 3- (1) Bu Yöntemde geçen;
a) Avans dönemi: Bir fatura dönemi içerisindeki bir takvim gününde saat 00:00’dan başlayıp, aynı gün saat 24:00’de biten süreyi,
b) Karşılığı olmayan piyasa işlemi: Piyasa işletmecisi tarafından hazırlanan bu Yöntemde düzenlenen hususlar çerçevesinde, piyasa katılımcılarının piyasa işlem miktarlarının; satış, alış, ithalat, ihracat miktarları ile üretimine ilişkin veriler kullanılarak hesaplanan miktarı aştığı tespit edilen işlemleri,
c) Piyasa İşletmecisi: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
ç) Yöntem: Karşılığı Olmayan Piyasa İşlemlerine İlişkin Yöntemi,
d) Sistem İşletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
e) Takasbank Prosedürü: İstanbul Takas ve Saklama Bankası A.Ş.’nin Enerji Piyasaları İşletme A.Ş. Elektrik Piyasasında Yürüteceği Nakit Takas ve Teminat Yönetimi Hizmeti ve Bu Hizmete İlişkin Esaslar Prosedürünü,
f) Tolerans katsayısı: Bir avans dönemi için karşılığı olmayan satış işlemlerinin tespitinde kullanılan katsayıyı,
g) Tolerans miktarı: Bir avans dönemi için karşılığı olmayan satış işlemlerinin tespitinde kullanılan miktarı,
ğ) Yönetmelik: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’ni
ifade eder.
(2) Bu Yöntemde geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Genel esaslar
MADDE 4- (1) Piyasa katılımcılarının, Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin birinci fıkrasında belirtilen denge yükümlülüklerine aykırı işlemleri ve bu Yöntemde belirtilen karşılığı olmayan satış işlemlerini gerçekleştirmemeleri esastır.
Karşılığı olmayan satış işlemi tespiti
MADDE 5- (1) Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin birinci fıkrasında belirtilen denge yükümlülüğü kapsamında, piyasa katılımcılarının karşılığı olmayan satış işlemlerine ilişkin tespit aşağıdaki formüllere göre yapılır;
(1a)
(1b)
KOSMp,s > 0 ise yapılan işlem karşılığı olmayan satış işlemi olarak değerlendirilir.
KOSMp,s ≤ 0 ise yapılan işlem karşılığı olmayan satış işlemi olarak değerlendirilmez.
(2) Birinci fıkrada yer alan formüllerde geçen;
KOSMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki karşılığı olmayan satış miktarını,
GÖPSMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki gün öncesi piyasası satış miktarını,
GİPSMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki gün içi piyasası satış miktarını,
İASMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki, Sistem İşletmecisiyle ihracat yönünde yapılan PYS’de kayıtlı ikili anlaşma bildirimleri verisi hariç ikili anlaşma satış miktarını,
KGÜPp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki Yönetmeliğin 68 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen sürecin tamamlanması sonucu Sistem İşletmecisi tarafından bildirilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programını,
GÖPAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki gün öncesi piyasası alış miktarını,
GİPAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki gün içi piyasası alış miktarını,
İAAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki ikili anlaşma alış miktarını,
SPİMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki senkron paralel olmayan bağlantı noktalarından gerçekleştirilen ithalat miktarı toplamını,
LÜMp,s : Yönetmeliğin 17 nci maddesinin ikinci fıkrasının (ç) bendinde belirtilen kategoride yer alan “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi sayısı ile Piyasa İşletmecisi kayıtlarındaki işletmedeki güç toplamının çarpılması sonucu hesaplanan günlük maksimum üretim miktarını,
PKİAAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi için ithalat yönünde yapılan ikili anlaşmalar hariç PYS’de onaylı günlük toplam ikili anlaşma bildirimleri verisini,
TCATp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi için Sistem İşletmecisi tarafından gönderilen günlük toplam yurtdışı kapasite ihale verisini,
İİAAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi için ithalat yönünde yapılan PYS’de onaylı günlük toplam ikili anlaşma bildirimleri verisini,
TM : Piyasa işletmecisi tarafından belirlenen tolerans miktarını,
r : Piyasa işletmecisi tarafından belirlenen tolerans katsayısını
ifade eder.
(3) Birinci fıkrada belirtilen piyasa katılımcılarına ait KGÜP miktarı, Yönetmeliğin 69 uncu maddesinin birinci fıkrasında düzenlenen KGÜP miktarının güncellenmesi neticesinde KGÜP miktarının artması halinde, bu KGÜP miktarı kullanılır.
(4) Sistem İşletmecisiyle ihracat yönünde yapılan PYS’de kayıtlı ikili anlaşma bildirimleri verisi birinci fıkrada belirtilen ikili anlaşma satış bildirimi hesabında dikkate alınmaz.
(5) İthalat kapsamında yapılan ikili anlaşma bildirimleri verisi olarak, Sistem İşletmecisi tarafından gönderilen yurtdışı kapasite ihale sistemi verilerinden ilgili güne ait toplam miktar veya PYS’de kayıtlı ithalat yönünde yapılan onaylı günlük toplam ikili anlaşma bildirimleri verisinden büyük olan kullanılır.
(6) Senkron paralel olmayan bağlantı noktalarından gerçekleştirilen ithalat miktarları verisinin Sistem İşletmecisi tarafından Piyasa İşletmecisine gönderilmesi durumunda birinci fıkrada belirtilen karşılığı olmayan satış işlemi hesabında dikkate alınır.
Karşılığı olmayan satış işlemlerinin tespiti halinde uygulanacak hükümler
MADDE 6- (1) Piyasa İşletmecisi tarafından fiziki teslim gününü takip eden her gün saat 09:00’a kadar teslim gününe ait veriler kullanılarak karşılığı olmayan satış işlemleri tespit edilir.
(2) Karşılığı olmayan satış işlemi yaptığı tespit edilen piyasa katılımcısının söz konusu güne ait net avans alacağına, tespitin yapıldığı iş günü, tespitin yapıldığı gün iş günü değil ise takip eden ilk iş günü bloke konulması amacıyla Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşuna, ilgili katılımcıya ve varsa ilgili katılımcının dengeden sorumlu tarafına bildirimde bulunulur. Ancak, bloke edilecek toplam tutar, Yönetmeliğin 132 inci maddesi uyarınca birden fazla güne ilişkin yapılan avans ödeme bildirimlerine ait toplam net avans alacak tutarını geçemez. Bu kapsamda, birden fazla güne ilişkin avans blokesi konulması durumunda, bloke edilen tutar ilgili günlerin bloke edilmesi gereken avans tutarları oranında dağıtılır.
(3) Piyasa katılımcısının söz konusu güne ait merkezi uzlaştırma kuruluşu nezdinde bulunan serbest cari hesabına aktarılan net avans alacağı, Piyasa İşletmecisin ilgili ayın fatura borçlarına takas ve mahsup hakkını kullanmak üzere katılımcının merkezi uzlaştırma kuruluşu nezdindeki nakit teminat hesabına aktarılarak bloke edilir ve ödenmez. Söz konusu tutar ilgili diğer mevzuat kapsamındaki teminata ilişkin kontrollerde katılımcının sunmuş olduğu toplam teminat tutarı içerisinde dikkate alınmaz. Nakit teminat hesabında bloke edilen tutarlar Takasbank Prosedürünün 33 üncü maddesinde yer alan esaslar çerçevesinde nemalandırılır.
(4) Aynı fatura dönemine ait karşılığı olmayan satış işlemlerine ilişkin bloke edilen avans tutarları ve ilgili tutarın nemalandırılmış olması durumunda nema tutarı Yönetmeliğin 132/Ç maddesi uyarınca katılımcının ilgili döneme ait net fatura borcuna mahsup edilir ve varsa kalan tutar Takasbank Prosedürünün 17 nci maddesinde yer alan esaslar çerçevesinde dağıtılır.
(5) İlgili güne ilişkin Yönetmeliğin 88 inci maddesinde tanımlanan sürecin tamamlanmasını müteakip, piyasa katılımcılarına PYS ekranları aracılığıyla karşılığı olmayan satış işlemlerine ilişkin ön bildirim yapılır.
(6) Karşılığı olmayan satış işlemleri tespitine ilişkin olarak, piyasa katılımcıları tarafından tespitin yapıldığı iş günü saat 10:30’a kadar, tespitin yapıldığı gün iş günü değil ise takip eden ilk iş günü saat 10:30’a kadar PYS aracılığıyla gerekçeleri ile birlikte itirazda bulunulabilir. Bu süreden sonra yapılan itirazlar dikkate alınmaz. Yapılan itirazlara ilişkin değerlendirme süreci, Yönetmeliğin 132/Ç maddesinin birinci fıkrasında belirtilen sürenin sonuna kadar sonuçlandırılarak piyasa katılımcılarına bildirilir. İtirazın haklı bulunması durumunda ilgili piyasa katılımcısı için bu madde hükümleri uygulanmaz.
İkili anlaşma bildirimleri kapsamında karşılığı olmayan satış işlemi
MADDE 7- (1) Yönetmeliğin 68 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen sürecin tamamlanması sonucu Sistem İşletmecisi tarafından kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarının Piyasa İşletmecisine bildirilmesini müteakip, saat 16:30 itibari ile bir sonraki gün için karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemlerine ilişkin tespit aşağıdaki formüllere göre yapılır;
(2a)
(2b)
KOİASMp,s > 0 ise yapılan işlem karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemi olarak değerlendirilir.
KOİASMp,s ≤ 0 ise yapılan işlem karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemi olarak değerlendirilmez.
(2) Birinci fıkrada yer alan formüllerde geçen;
KOİASMp,s :“p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki karşılığı olmayan ikili anlaşma satış miktarını,
GÖPSMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki gün öncesi piyasası satış miktarını,
İASMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki, Sistem İşletmecisiyle ihracat yönünde yapılan PYS’de kayıtlı ikili anlaşma bildirimleri verisi hariç ikili anlaşma satış miktarını,
KGÜPp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki Yönetmeliğin 68 inci maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinde belirtilen sürecin tamamlanması sonucu Sistem İşletmecisi tarafından bildirilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programını,
GÖPAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki gün öncesi piyasası alış miktarını,
İAAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki ikili anlaşma alış miktarını,
SPİMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki senkron paralel olmayan bağlantı noktalarından gerçekleştirilen ithalat miktarı toplamını,
LÜMp,s : Yönetmeliğin 17 nci maddesinin ikinci fıkrasının (ç) bendinde belirtilen kategoride yer alan “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi sayısı ile Piyasa İşletmecisi kayıtlarındaki işletmedeki güç toplamının çarpılması sonucu hesaplanan günlük maksimum üretim miktarını,
PKİAAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi için ithalat yönünde yapılan hariç PYS’de onaylı günlük toplam ikili anlaşma bildirimleri verisini,
TCATp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi için Sistem İşletmecisi tarafından gönderilen günlük toplam yurtdışı kapasite ihale verisini,
İİAAMp,s : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi için ithalat yönünde yapılan PYS’de onaylı günlük toplam ikili anlaşma bildirimleri verisini,
TM : Piyasa işletmecisi tarafından belirlenen tolerans miktarını,
r : Piyasa işletmecisi tarafından belirlenen tolerans katsayısını
ifade eder.
(3) Karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemi olarak tespit edilen ikili anlaşma satış miktarlarının tamamı PYS aracılığıyla iptal edilir ve bu husus ilgili piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bildirilir.
(4) İthalat kapsamında yapılan ikili anlaşma bildirimleri verisi olarak, Sistem İşletmecisi tarafından gönderilen günlük toplam TEİAŞ Kapasite İhale Sistemi verisi veya PYS’de kayıtlı ithalat yönünde yapılan onaylı günlük toplam ikili anlaşma bildirimleri verisinden büyük olan kullanılır.
(5) Senkron paralel olmayan bağlantı noktalarından gerçekleştirilen ithalat miktarları verisinin Sistem İşletmecisi tarafından Piyasa İşletmecisine gönderilmesi durumunda birinci fıkrada belirtilen karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemi hesabında dikkate alınır.
(6) Piyasa katılımcılarının birinci fıkra kapsamına giren işlemleri nedeniyle Sistem İşletmecisiyle ithalat-ihracat kapsamında yapılan ikili anlaşma bildirimleri iptal edilmez.
(7) Karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemlerinin tespiti sonucunda alıcı konumunda bulunan piyasa katılımcılarının işlemlerine ilişkin kontrol aşağıdaki şekilde yapılır;
a) Aynı fatura döneminde ilk kez iptal edilen satış yönlü ikili anlaşmaların alıcısı konumundaki piyasa katılımcılarının kayıtlı ikili anlaşma bildirimleri için yeni duruma göre tekrar birinci fıkra kapsamındaki kontrol işlemi uygulanmaz.
b) Satıcı ve alıcı tarafların aynı olduğu piyasa katılımcıları için aynı fatura döneminde birden çok kez ikili anlaşma bildirimlerinin iptal edilmesi halinde bu işlemlerde alıcı konumunda bulunan piyasa katılımcısı için de birinci fıkra kapsamındaki kontrol uygulanır.
c) (b) bendinde belirtilen nedenle uygulanan kontrol işlemi sonucu satış yönlü işlemleri iptal edilen ikili anlaşmaların alıcısı konumunda bulunan piyasa katılımcılarına ise yeni duruma göre birinci fıkra kapsamındaki kontrol işlemi ikinci kez uygulanmaz.
(8) Piyasa katılımcıları saat 16:50’ye kadar, karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemi tespiti sonucunda iptal edilen ikili anlaşma satış bildirimleri için Piyasa İşletmecisine PYS aracılığıyla itiraz edebilirler. Bu itirazlar, sadece Sistem İşletmecisi tarafından işletilen TPYS’de yer alan KGÜP değerleri karşılaştırılarak değerlendirilir. Söz konusu KGÜP değerlerine ilişkin olmayan itirazlar kabul edilmez. İtirazların Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunması durumunda, gerekli düzeltme işlemleri yapılır.
(9) Sekizinci fıkra kapsamında yapılan kontroller tamamlandıktan sonraki süreçte birinci fıkra kapsamında karşılığı olmayan ikili anlaşma satış işlemi olarak değerlendirilecek bildirimler, PYS’ye kaydedilmez. İkili anlaşma bildirimde bulunan satıcı konumundaki piyasa katılımcıları tarafından PYS’ye kaydedilen onaylı ikili anlaşma satış bildirimleri için 16:50 den sonra satış miktarını azaltıcı yönde güncelleme işlemi yapılamaz.
Gün öncesi piyasasına bildirilebilecek en fazla satış miktarı
MADDE 8- (1) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarının denge yükümlülükleri kapsamında gün öncesi piyasasına bildirebileceği uzlaştırma dönemi bazında en fazla satış miktarı tespit edilir ve bu miktarları aşan teklifler PYS’ye kaydedilmez.
(2) Gün öncesi piyasasına bildirilebilecek uzlaştırma dönemi bazında en fazla satış miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır;
(3)
GÖPTSMp,s,u > GÖPSMp,s,u ise söz konusu teklif PYS’ye kaydedilmez.
GÖPTSMp,s,u ≤ GÖPSMp,s,u ise söz konusu teklif PYS’ye kaydedilir.
(3) İkinci fıkrada yer alan formüllerde geçen;
GÖPSMp,s,u : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki “u” uzlaştırma döneminde gün öncesi piyasasına bildirilebilecek en fazla satış miktarını,
İAANMp,s,u : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki “u” uzlaştırma döneminde son 180 gün içerisindeki alış-satış miktarlarının netleştirilmesi sonucu hesaplanan kalan alış miktarının en büyüğünü,
İGp,s,u : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki “u” uzlaştırma döneminde santralin işletmedeki gücünü,
GÖPTSMp,s,u : “p” piyasa katılımcısının “s” avans dönemi içerisindeki “u” uzlaştırma döneminde gün öncesi piyasasına bildirilen saatlik, blok ve esnek teklif tiplerindeki toplam satış teklif miktarını
ifade eder.
(4) İkinci fıkra uyarınca hesaplanan gün öncesi piyasasına bildirilebilecek en fazla satış miktarını aşan bir teklif tespit edilmesi durumunda, bu miktarı aşan teklifler PYS’ye kaydedilmez.
(5) Gün öncesi piyasası teklifleri için ikinci fıkra kapsamında belirlenecek satış miktarından daha fazla satış teklifinde bulunacak piyasa katılımcıları, bu talebine ilişkin başlangıç ve bitiş tarihlerini PYS üzerinden teslim günü bazında piyasa işletmecisine bildirir. Bildirim işlemi, ilk teslim gününden bir gün önce saat 12:30’a kadar yapılabilir ve başlangıç ile bitiş tarihleri arasında en fazla 3 (üç) işgünü olabilir. Söz konusu bildirim bir fatura döneminde en fazla 3 (üç) kez yapılabilir. Bildirim yapılan başlangıç ve bitiş tarihleri dahil olmak üzere ilgili teslim günlerinde, piyasa katılımcıları, Teminat Usul ve Esaslarının 7 nci maddesinin altıncı fıkrası uyarınca merkezi uzlaştırma kuruluşunca bildirilen toplam teminat tutarının yirmi dörtte birinin son 30 güne ait aritmetik ortalama PTF’ye bölünmesi sureti ile hesaplanan miktara, işletmedeki gücün eklenmesiyle bulunacak miktar kadar satış teklifi sunabilirler. Belirlenen bu miktarı aşan bir teklif olması durumunda, piyasa katılımcısına ait ilgili teklifler PYS’ye kaydedilmez. Söz konusu taleple ilgili olarak PYS üzerinden Piyasa İşletmecisine bildirilen bitiş tarihinden sonraki teslim gününde ikinci fıkra hükmü uygulanmaya devam eder.
(6) PYS’de yaşanabilecek teknik problemler sonucu kontrol işleminin gerçekleştirilememesi nedeniyle gün öncesi piyasasına bildirilebilecek en fazla satış miktarlarını aşan bir teklif tespit edilmesi durumunda işlem Piyasa İşletmecisi tarafından iptal edilir.
Piyasa katılımcılarının işlem limitleri
MADDE 9- (1) Piyasa katılımcılarının olası hatalı teklif girişlerinin önlenebilmesi amacıyla gün öncesi ve gün içi piyasalarında işlem yapabilecekleri alış-satış işlem limitleri kurulu güç ve/veya bir önceki yıl yapmış olduğu alış ve/veya satış işlemlerine göre Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen limitleri aşan teklifleri PYS’ye kaydedilmez.
(3) Bu Yöntemin 8 inci maddesi kapsamında belirlenen gün öncesi piyasasına bildirilebilecek en fazla satış miktarının, birinci fıkra kapsamında belirlenen satış limitinden daha büyük olması halinde, ilgili piyasa katılımcıları tarafından söz konusu durum Yönetmeliğin 50 inci maddesinin birinci fıkrasının (b) bendinde belirtilen süreç tamamlanmadan bir saat önce Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(4) Gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası teklifleri için birinci fıkra kapsamında belirlenecek alış miktarından daha fazla alış teklifinde bulunacak piyasa katılımcıları, bu taleplerini gerekçesi ile bir iş günü önceden Piyasa İşletmecisine bildirir.
(5) Piyasa katılımcılarının sundukları tekliflerin bu Yöntemin 8 inci maddesi kapsamına giren işlemlerden olduğunun tespit edilmesi durumunda, söz konusu teklifler bu madde ile belirlenen limitler içerisinde olsa dahi PYS’ye kaydedilmez.
Arıza ve acil durumlarda uygulanacak hükümler
MADDE 10- (1) Bu Yöntem uyarınca yapılacak hesaplamalar için Piyasa İşletmecisinin ihtiyaç duyacağı verilerin, hesaplamaların yapıldığı anda mevcut olmaması halinde, Piyasa İşletmecisi süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler.
Tolerans katsayısı ve miktarı
MADDE 11- (1) Bu Yöntem kapsamında tolerans katsayısı 1,1 olarak, tolerans miktarı ise 600 MWh olarak uygulanır. Piyasa İşletmecisi gerek gördüğü durumlarda tolerans katsayı ve miktarını güncelleyerek PYS ve internet sitesi üzerinden duyurur.
Yürürlük
MADDE 12- (1) Bu Yöntem, 01/10/2019 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 13- (1) Bu Yöntem hükümlerini Enerji Piyasaları İşletme A.Ş. Genel Müdürü yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0b223f6942012.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11529-2 Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 24/12/2020 tarihli ve 9869 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen Kesme Bağlama Bedellerine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 2 nci maddesi uyarınca kesme bağlama bedellerinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Kesme-Bağlama Bedelleri | Kesme-Bağlama Bedelleri
2023 2023
Gerilim Seviyesi | Bedel (TL)
AG 44,8
OG 335,6 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0b88638070550.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 8601-2 Karar Tarihi : 23/05/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/05/2019 tarihli toplantısında; ekteki “Elektrik Piyasasında İthalat ve İhracata İlişkin Uzlaştırma Usul ve Esasları”nın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK PİYASASINDA İTHALAT VE İHRACATA İLİŞKİN
UZLAŞTIRMA USUL VE ESASLARI
Amaç ve Kapsam
MADDE 1 – (1) Bu Usul ve Esasların amacı, ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemleri arasında ithalat ve ihracat faaliyetlerinde uygulanacak mali uzlaştırma süreçlerine ilişkin kuralların ve istisnaların belirlenmesidir.
(2) Bu Usul ve Esaslar, ithalat ve ihracat faaliyetlerinin, toptan elektrik piyasalarında ele alınma şekline ve bu faaliyeti gerçekleştiren piyasa katılımcılarının kayıt altına alınması, ithalat ve ihracat faaliyeti kapsamında ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemleri arasındaki aktif elektrik enerjisi alış-verişinin miktarının tespit edilmesi ve bu kapsamda uzlaştırma işlemlerine ilişkin kural ve istisnaları kapsar.
Hukuki Dayanak
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 21 inci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve Kısaltmalar
MADDE 3 – (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
DUY: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğini,
Enterkonneksiyon: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal elektrik sisteminin diğer bir ülkeye ait elektrik sistemine bağlanmasını,
c) Enterkonneksiyon İşletme Anlaşması: Sistem İşletmecisi ve enterkonneksiyon oluşturulan diğer ülke iletim veya dağıtım şirketi arasında yapılan ve enterkonneksiyon hattının işletilmesi ile ilgili esas ve usulleri içeren anlaşmayı,
ç) Piyasa İşletmecisi: DUY uyarınca organize toptan elektrik piyasalarını işletmek ve bunların mali uzlaştırmalarını yapmakla görevlendirilmiş piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiyi,
d) Program bildirimi: Ticari iletim hakkı sahibinin kendisine tahsis edilen kapasite dâhilinde kullanmak istediği MW tam sayı değerinden ifade edilen alışveriş programının, ticari iletim hakkı sahibi ya da muhatap/muhatapları tarafından Sistem İşletmecisine bildirilmesini,
e) PYS: Piyasa Yönetim Sistemini,
f) Senkron paralel olmayan bağlantı: Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliğinde uluslararası enterkonneksiyon işletme yöntemleri arasında sayılan asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden herhangi birinin kullanılmasıyla ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemi arasında yapılan bağlantıyı,
g) Sistem işletmecisi: 36 kV ve altındaki şebeke için ilgili Dağıtım Şirketini, 36 kV üstü şebeke için TEİAŞ’ı,
h) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini
i) TKİS: TEİAŞ Kapasite İhale Sistemini,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş Birimlerinin Belirlenmesi
MADDE 4 – (1) Ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemleri arasındaki elektrik enerjisi alışverişine ilişkin uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri ve bunlara ait uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi konfigürasyonları sistem işletmecisi tarafından belirlenir.
(2) Ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemi arasındaki elektrik enerjisi alışverişinde uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası Enterkonneksiyon İşletme Anlaşmasında belirlenen noktadır.
Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş Birimlerinin Kaydedilmesi
MADDE 5 – (1) Senkron paralel bağlantılar için ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemi arasındaki elektrik enerjisi alışverişine ilişkin uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri sistem işletmecisi adına kayıt edilir.
(2) Senkron paralel olmayan bağlantılar için ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemi arasındaki elektrik enerjisi alışverişinin tek bir piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilmesi durumunda, uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri ilgili piyasa katılımcısı adına, birden fazla piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilmesi durumunda ise sistem işletmecisi adına kayıt edilir.
Uzlaştırmaya esas veriş çekiş miktarlarının tespit edilmesi
MADDE 6 - (1) Ulusal enterkonneksiyon sisteminden komşu ülke enterkonneksiyon sistemine doğru ölçülen elektrik enerjisi akışları uzlaştırma hesaplamalarında çekiş yönünde, komşu ülke enterkonneksiyon sisteminden ulusal enterkonneksiyon sistemine doğru ölçülen elektrik enerjisi akışları ise veriş yönünde kabul edilir.
(2) Ulusal enterkonneksiyon sistemi ile komşu ülke enterkonneksiyon sistemi arasındaki elektrik enerjisi alış-verişini ölçen ölçüm sisteminin 4 üncü madde uyarınca belirlenen teslim noktasından farklı olması halinde, uzlaştırmaya esas veriş çekiş miktarları, söz konusu hattın Enterkonneksiyon İşletme Anlaşmasında belirtilen teslim noktasına göre tespit edilecek miktarlar esas alınarak sistem işletmecisi tarafından belirlenir.
(3) Senkron paralel olmayan bağlantılarda; uzlaştırmaya esas veriş çekiş miktarları, gerçekleşen enerji alış-verişinin, söz konusu enterkonneksiyon hattını kullanma hakkına sahip olan piyasa katılımcılarının hesabına piyasa katılımcıları arasında yapılmış protokolde yer alan oranlar dikkate alınarak dağıtılması suretiyle hesaplanır.
(4) Tespit edilen uzlaştırmaya esas veriş çekiş miktarları, DUY hükümleri uyarınca piyasa işletmecisine sistem işletmecisi tarafından bildirilir.
Sistem işletmecisi adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerine ilişkin uzlaştırma işlemleri
MADDE 7 – (1) Senkron paralel bağlantı yöntemiyle yapılan ithalat ve ihracat faaliyetlerinde; Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği Uyarınca Kapasite Tahsisine ve İkincil Ticari İletim Hakkı Piyasasına İlişkin Usul ve Esaslar ile İhale Dokümanları uyarınca program bildiriminde bulunulan ithalat ve ihracat miktarları, program bildiriminde bulunan ilgili piyasa katılımcısı tarafından, DUY hükümleri çerçevesinde uzlaştırmaya esas ikili anlaşma olarak bildirilir. İkili anlaşma bildirimi olarak PYS’ye girilen değerlerin, TKİS’den alınan program bildirimi miktarları ile uyuşması halinde ikili anlaşma değeri onaylanmış kabul edilir.
(2) Senkron paralel olmayan bağlantılar için; sistem işletmecisi adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerinde tespit edilen uzlaştırmaya esas veriş çekiş miktarları, söz konusu enterkonneksiyon hattını kullanma hakkına sahip olan piyasa katılımcılarının hesabına, piyasa katılımcıları arasında yapılmış protokolde yer alan oranlar dikkate alınarak dağıtılır.
TKİS’den veri alınamaması
MADDE 8 – (1) TKİS’den program bildirimine dair verilerin PYS’ye doğrudan aktarımında bir aksaklık yaşanması halinde TKİS’e girilen program bildirim verileri TEİAŞ tarafından piyasa işletmecisine uygun görülecek diğer vasıtalarla ulaştırılır.
Yürürlükten kaldırılan usul ve esaslar
MADDE 9 – (1) 17/7/2011 tarihli ve 27997 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan İthalat ve İhracata İlişkin Dengeleme ve Uzlaştırma Usul ve Esasları yürürlükten kaldırılmıştır.
Yürürlük
MADDE 10 – (1) Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 11 – (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0bae1cd699397.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10687-12 Karar Tarihi: 30.12.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30.12.2021 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında 10 kW üstü lisanssız güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisleri için elektrik dağıtım şirketleri tarafından yapılacak proje onay ve kabul işlemleri bedellerinin 1/1/2022 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri
Proje Onay ve Kabul Bedelleri | Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri
Proje Onay ve Kabul Bedelleri | Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri
Proje Onay ve Kabul Bedelleri | Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Elektrik Üretim Tesisleri
Proje Onay ve Kabul Bedelleri
2022 2022 2022 2022
Proje Onay Kapsamı | Bedel
(TL) | Tesis Kabul Kapsamı | Bedel
(TL)
10 kWe - 100 kWe (100 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı 375,3 10 kWe - 100 kWe (100 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Kabulü 714,2
100 kWe - 300 kWe (300 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı 1428,3 100 kWe- 300 kWe (300 kWe dâhil) LÜY kapsamında GES Üretim Tesislerinin Kabulü 2063,5
300 kWe - 500 kWe (500 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı 3055,8 300 kWe- 500 kWe (500 kWe dâhil) LÜY kapsamında GES Üretim Tesislerinin Kabulü 3117,9
500 kWe - 700 kWe (700 kWe dâhil) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı 5039,7 500 kWe- 700 kWe (700 kWe dâhil) LÜY kapsamında GES Üretim Tesislerinin Kabulü 5520,9
700 kWe - 1 MWe (1 MWe hariç) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Elektrik Proje Onayı 6949,3 700 kWe - 1 MWe (1 MWe hariç) LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Kabulü 7023,5
1 MWe üzeri LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Beher MWe İçin Elektrik Proje Onayı; LÜY kapsamındaki 1 MWe üzeri GES üretim tesislerinde beher MWe için, 700 kWe - 1 MWe indisindeki hizmet bedelinin %50'si oranında ilave proje onayı hizmet bedeli alınır. | 3475,0 1 MWe üzeri LÜY Kapsamında GES Üretim Tesislerinin Beher MWe İçin Kabul Bedeli; LÜY kapsamındaki 1 MWe üzeri GES üretim tesislerinde beher MWe için, 700 kWe - 1 MWe indisindeki hizmet bedelinin %50'si oranında ilave kabul bedeli alınır. | 3512,1 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0bcbea2550451.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:10505 Karar Tarihi: 21.10.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 21.10.2021 tarihli toplantısında; 19/11/2020 tarihli ve 31309 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Dağıtım Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 26 ncı maddesi kapsamında dağıtım şirketlerinin tüketicilere uygulayabileceği bedellere ilişkin olarak
Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedeli olarak 2021 yılı için aşağıdaki tabloda yer alan bedellerin belirlenmesine,
2) Birinci maddede yer alan Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelinin her yıl, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından ilan edilen Tüketici Fiyat Endeksi (TÜFE) dikkate alınarak güncellenmesine,
3) 26/12/2013 tarihli ve 4799 sayılı Kurul Kararının yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedeli | Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedeli | Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedeli
Cihaz Sınıfı | AG (TL) | OG (TL)
S sınıfı 90,5 241,5
A sınıfı 139,3 371,6 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0bcda0a184470.docx | T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO : 9040-1
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 26 ncı maddesinin dördüncü fıkrası uyarınca güvence bedellerinin 1/1/2020 tarihinden itibaren aşağıdaki şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Güvence Bedelleri | Güvence Bedelleri | Güvence Bedelleri
2020 2020 2020
Abone Grupları | Güvence birim bedeli TL/kW
Sanayi ve Ticarethane 93,7
Mesken 33,0
Şehit Aileleri ve Muharip Gaziler 16,5
Tarımsal Sulama, Aydınlatma ve Diğer 44,5 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0c14ac7f35128.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9754 Karar Tarihi : 03/12/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 03/12/2020 tarihli toplantısında;
.
Elektrik dağıtım ve/veya görevli tedarik şirketlerinin 2021-2025 yıllarını kapsayan dördüncü uygulama döneminin herhangi bir t tarife yılı sonu itibariyle;
Paylarının doğrudan halka arz edilmesi ve Borsa İstanbul A.Ş.’de işlem görmesi,
Doğrudan pay sahibi / sahipleri olan anonim ortaklığın paylarının halka arz edilmesi ve Borsa İstanbul AŞ’de işlem görmesi,
durumlarında ilgili elektrik dağıtım ve görevli tedarik şirketinin Dağıtım Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 20 nci maddesi ile Perakende Satış Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 10 uncu maddesinde belirtilen ilgili tarife yılı Genel Kalite İndikatörünün (GKİt), (a) bendi için % 1, (b) bendi için % 0,3 olarak uygulanmasına,
2) Elektrik dağıtım şirketlerinin şirket bünyesinde iş yapmalarını teşvik etmek için aşağıdaki formüle göre hesaplanan değerin de birinci maddede belirtilen GKİt’ye ilave olarak ilgili tarife yılı Genel Kalite İndikatörü (GKİt) olarak dikkate alınmasına;
a = (malzeme gideri + personel gideri + araç kira gideri + araç bakım onarım gideri)
b = (özel güvenlik gideri + şebeke bakım onarım gideri + teknoloji gideri + sayaç okuma gideri + ödeme bildirimi bırakma gideri + ikinci bildirim bırakma gideri + çağrı merkezi gideri + kesme bağlama gideri + kaçakla mücadele gideri + sayaç sökme takma gideri + elektrik, su ve ısınma haricindeki idari giderler)
{Eğer a/(a+b) < 0,5 ise GKİt = 0,
a/(a+b) ≥ 0,5 ise GKİt = a / (a+b) x 0,01 } ”
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0c306e6d97844.docx | 28 Mayıs 2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmî Gazetede yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 6282-4 Karar Tarihi : 13/05/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/05/2016 tarihli toplantısında; ekteki “Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Usul Ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK-1
ORGANİZE TOPTAN ELEKTRİK PİYASALARINDA ŞEFFAFLIĞIN TEMİNİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Usul ve Esasların amacı organize toptan elektrik piyasalarında ve EPİAŞ tarafından piyasa işletim lisansı kapsamı dışında işletilen diğer piyasalarda şeffaflığın teminine ilişkin veri paylaşımı usulleri, raporlama prosedürleri ve piyasa katılımcılarının yükümlülüklerinin belirlenmesidir.
Dayanak
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 136 ncı maddesine ve Organize Toptan Doğalgaz Satış Piyasası Yönetmeliğinin 9 uncu maddesine dayanarak hazırlanmıştır.
Raporlama esasları
MADDE 3 – (1) EPİAŞ; işlettiği veya mali uzlaştırmasını gerçekleştirdiği piyasalarda piyasa katılımcılarının, piyasa faaliyetlerini fırsat eşitliği çerçevesinde yürütebilmesi, piyasa katılımcıları arasındaki bilgi asimetrisinin önlenmesi, yürüttükleri faaliyetlerde ve ilgili piyasalarda yaptıkları alış verişlerde doğru kararlar verebilmek için ihtiyaç duydukları bilgilere erişebilmesini temin etmek üzere şeffaflık platformu adı altında bir merkezi veri ve analiz platformu işletmekle yükümlüdür.
(2) EPİAŞ söz konusu şeffaflık platformunda yayımlanacak verilerin belirlenmesi, güncellenmesi ve platformun piyasaya katkısının geliştirilmesine yönelik istişarelerde bulunmak üzere her yıl, yılın son çeyreğinde bir çalıştay düzenler. Çalıştaya sektör dernekleri, ilgili kurum ve kuruluş temsilcileri ile Kurum temsilcilerinin yanı sıra piyasa katılımcılarının görüşlerinin çalıştaya yansımasını sağlamak üzere istekli sektör temsilcileri ile gözlemcilerin katılması temin edilir. EPİAŞ çalıştayda görüşülen konulara ve ulaşılan sonuçlara ilişkin raporu Kuruma sunar.
(3) EPİAŞ ayrıca, çalıştay sürecinden bağımsız olarak Kurum tarafından belirlenen raporları şeffaflık platformunda yayımlamakla yükümlüdür.
Verilerin temini ve yayımı
MADDE 4 – (1) Şeffaflık platformunda yayımlanacak veriler EPİAŞ tarafından ilgili verilere sahip kuruluşlardan bu mevzuat dayanak gösterilerek istenir.
(2) EPİAŞ şeffaflık platformunda yayınlayacağı analizlere esas teşkil edecek, ancak ham hali ile ticari sır niteliği taşıyan verileri korumak üzere gerekli önlemleri alır.
(3) EPİAŞ, şeffaflık platformunda yayımlanan verilere ilişkin ilave hizmetler için ücret talep edebilir.
Veri paylaşımı yükümlülüğü
MADDE 5 – (1) İlgili lisans sahibi tüzel kişiler Kurul Kararıyla onaylanan şeffaflık platformunda yayımlanacak veriler listesindeki verileri, zamanında, belirlenen formatta ve doğru bir içerikle şeffaflık platformunda paylaşılmak üzere EPİAŞ’a sunmakla yükümlüdür. EPİAŞ, Kurul Kararında yer almayan ancak yayımlanmasında fayda gördüğü verileri Kurumun olumlu görüşünü almak kaydıyla yayımlayabilir.
(2) Veri paylaşımı yükümlüğünün ihlal edilmesi durumunda, Şeffaflık Platformunu işletmekle yükümlü olan EPİAŞ, söz konusu ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma sunar.
(3) Veri paylaşımı yükümlülüğünü ihlal eden piyasa katılımcıları hakkında Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
Piyasa katılımcısı olmayan kurum ve kuruluşlardan veri temini
MADDE 6 – EPİAŞ, piyasa katılımcısı olmayan ilgili Kurum ve Kuruluşlardan veri temin etmek için protokol imzalamaya yetkilidir.
Yürürlük
MADDE 7 – (1) Bu Usul ve Esaslar 1/6/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 8 – (1) Bu Usul ve Esasların hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0c4c61e755774.docx | ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik piyasasındaki önlisans ve lisanslandırma uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar ile önlisans ve lisans sahiplerinin hak ve yükümlülüklerinin belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; elektrik piyasasında faaliyette bulunulabilmesi için alınması zorunlu olan önlisans ve lisanslar ile bu lisanslara ilişkin temel hükümleri, lisanslandırma işlemlerini, önlisans ile lisans sahibi tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Akredite kuruluş: 27/10/1999 tarihli ve 4457 sayılı Türk Akreditasyon Kurumu Kuruluş ve Görevleri Hakkında Kanun çerçevesinde Türk Akreditasyon Kurumu tarafından, rüzgar ölçümlerine ilişkin TS EN 61400-12-1 Elektrik Üreten Rüzgar Türbinlerinin Güç Performansı Ölçmeleri, TS EN ISO 17025 Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin Genel Şartlar ile güneş ölçümlerine ilişkin bu Yönetmeliğin yedinci bölümü ve TS EN ISO 17025 Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin Genel Şartlar uyarınca akredite edilmiş kuruluşu,
b) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
c) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
ç) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
d) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
e) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
f) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım şirketinin lisansında tanımlanan bölgeyi,
g) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
ğ) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
h) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
ı) Enterkonneksiyon kullanım anlaşması: Sistem işleticisi tarafından işletilen uluslararası enterkonneksiyon hatları üzerinden hizmet alan lisans sahibi tüzel kişi ile sistem işleticisi arasında imzalanan ve enterkonneksiyon hatlarının kullanımı ile ilgili esas ve usulleri içeren anlaşmayı,
i) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
j) Esas sözleşme: Anonim şirketler için 13/1/2011 tarihli ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanununun 339 ve devamı maddelerde düzenlenen sözleşmeyi, limited şirketler için aynı Kanunun 575 ve devamı maddelerinde düzenlenen şirket sözleşmesini,
k) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
l) GES: Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretim Tesisini,
m) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariği yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
n) Güneş ölçümü: Asgari güneş radyasyonu ve güneşlenme süresi ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçümleri,
o) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmayı,
ö) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
p) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
r) İletim tesisi: Üretim veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dâhil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
s) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
ş) İştirak: Kamu iktisadi teşebbüsü olanlar hariç olmak üzere; doğrudan veya dolaylı olarak tek başına veya başka şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişilerle birlikte piyasada faaliyet gösteren herhangi bir tüzel kişiyi kontrol eden şirket veya doğrudan ya da dolaylı olarak, tek başına veya birlikte, başka herhangi bir şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişiler tarafından kontrol edilen, piyasada faaliyet gösteren tüzel kişiyi ve bu şirketlerin ve/veya piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin birinin diğeriyle veya birbirleriyle olan doğrudan veya dolaylı ilişkisini,
t) Kanun: 14/03/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
u) Kojenerasyon: Isı ve elektrik ve/veya mekanik enerjinin aynı tesiste eş zamanlı olarak üretimini,
ü) Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları,
v) Kullanıcı: İletim veya dağıtım sistemine bağlanan ya da bu sistemleri veya enterkonneksiyon hatlarını kullanan gerçek veya tüzel kişiyi,
y) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
z) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
aa) Lisans: Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişiye Kurumca verilen izin belgesini,
bb) Mevcut sözleşmeler: Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce, 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Kanun, 8/6/1994 tarihli ve 3996 sayılı Kanun, 16/7/1997 tarihli ve 4283 sayılı Kanun, 21/1/2000 tarihli ve 4501 sayılı Kanun hükümleri ve ilgili yönetmeliklere göre imzalanan sözleşmeleri, imtiyaz sözleşmelerini ve uygulama sözleşmelerini,
cc) Mikrokojenerasyon tesisi: Elektrik enerjisine dayalı kurulu gücü 100 kilovat ve altında olan kojenerasyon tesisini,
çç) Müşteri: TEİAŞ, üretim şirketleri, tedarik şirketleri, dağıtım şirketleri ve serbest tüketicileri,
dd) Meteoroloji Genel Müdürlüğü (MGM): Meteoroloji Genel Müdürlüğünün merkez ve taşra teşkilatını,
ee) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve TEİAŞ tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
ff) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için belirli süreli verilen izni,
gg) Özel direkt hat: Yapılacak sistem kontrol anlaşması hükümlerine göre üretim lisansı sahibi bir tüzel kişinin üretim tesisi ile müşterileri ve/veya iştirakleri arasında elektrik enerjisi naklinin sağlanabilmesi veya üretim lisansı sahibinin sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden ihraç edebilmesi amacıyla, iletim veya dağıtım şebekesi dışında ulusal iletim veya dağıtım sistemi için geçerli standartlara uygun olarak tesis edilerek işletilen hattı,
ğğ) Perakende satış: Elektriğin tüketicilere satışını,
hh) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Perakende satış hizmeti: Görevli tedarik şirketleri tarafından, elektrik enerjisi ve/veya kapasite satımı dışında, tüketicilere sağlanan faturalama ve tahsilat hizmetleri ile tüketici hizmetleri merkezi aracılığıyla verilen hizmetleri,
ıı) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
ii) Rüzgar ölçümü: Asgari olarak rüzgar hızı ve yönü ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçümleri,
jj) Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli tedarik şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,
kk) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
ll) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
mm) Sistem kontrol anlaşması: TEİAŞ veya dağıtım şirketi ile özel direkt hattın mülkiyet sahibi veya işletmecisi olan özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişi arasında, iletim ve dağıtım sistemlerinin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunmasını sağlayan hükümleri içeren ve özel hukuk hükümlerine göre yapılan anlaşmaları,
nn) Son kaynak tedarikçisi: Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketicilere enerji temin etmekle görevlendirilmiş olan tedarik lisansı sahibi şirketi,
oo) Son kaynak tedariği: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilere elektrik enerjisi tedariğini,
öö) Standart ölçüm: Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler tarafından tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Yönetmelik kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak elde edilmiş ölçümü,
pp) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
rr) Tedarik: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan veya perakende satışını,
ss) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
tt) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı faaliyeti yürütülen veya yürütülmeye hazır tesis, şebeke veya teçhizatı,
uu) TEDAŞ: Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketini,
üü) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
vv) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
yy) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
zz) Teknik etkileşim izni: Teknik Etkileşim Analizinin neticesine göre, ilgili kurum tarafından olumlu veya şartlı olarak Bakanlık aracılığıyla ilgili kişilere verilen izni,
aaa) Toptan satış: Elektrik enerjisi ve/veya kapasitesinin tekrar satış için satışını,
bbb) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ccc) Türev piyasalar: İleri bir tarihte teslimatı veya nakit uzlaşması yapılmak üzere elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin, bugünden alım satımının yapıldığı piyasaları,
ççç) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
ddd) UTM Koordinatı: “Universal Transversal Mercator” izdüşümünde altı derecelik dilim esasına göre verilen koordinatı (ED 50 Datum),
eee) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralları için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
fff) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
ggg) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
ğğğ) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışıyla iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
hhh) Yan hizmetler: İletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
ııı) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri: Rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil), dalga, akıntı enerjisi ve gel-git ile kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan veya pompaj depolamalı hidroelektrik üretim tesislerini,
iii)(Ek:RG-26/12/2014-29217) Kurumsal Bilişim Sistemi: Kuruluş çalışanları tarafından kullanılan bilgisayarlar, bunlara hizmet veren dosya, uygulama, veri tabanı ve e-posta sunucusu ve ağ altyapısının tamamını,
jjj)(Ek:RG-26/12/2014-29217) Endüstriyel Kontrol Sistemleri: Enerjinin üretilmesi, enerji sağlayan ham petrol, taş kömürü ve benzeri hammaddelerin işlenip tüketime hazır hale getirilmesi, enerjinin iletim veya dağıtım katmanları aracılığı ile aktarılması gibi süreçlerin bir veya birden fazla merkezden izlenmesini, bazen de yönetilmesini sağlayan bilgi ve iletişim sistemlerini,
kkk) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Bağlantı bölgesi: TEİAŞ tarafından belirlenen ve il ya da illerin idari mülki sınırlarını kapsayan bölgeyi,
lll) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Kayıtlı Elektronik Posta (KEP) Adresi: 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanununun 7/a maddesi uyarınca sermaye şirketlerine geçerli tebligata esas elektronik iletilerin gönderimi ve teslimatı da dahil olmak üzere kullanımına ilişkin olarak delil sağlayan, elektronik postanın nitelikli şeklini,
mmm) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Teminat: Bu Yönetmelik kapsamında Kuruma sunulması öngörülen ve Türk Lirası cinsinden nakit olarak değeri ya da Kuruma muhatap düzenlenmiş ve Kurul kararı ile belirlenen örneğe uygun banka teminat mektubunu,
nnn) (Ek:RG-22/10/2016-29865) YEKA: 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenecek yenilenebilir enerji kaynak alanlarını,
ooo) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA Yönetmeliği: 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Lisansa Tabi Faaliyetler ile Muafiyetler
Önlisans ve lisans alma yükümlülüğü
MADDE 5 – (1) Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişi, faaliyetine başlamadan önce; bu Yönetmelik kapsamındaki istisnalar hariç, her faaliyet için ve söz konusu faaliyetlerin birden fazla tesiste yürütülecek olması hâlinde, her tesis için ayrı lisans almak zorundadır. Bağlantı noktası ve tesisin fiziki durumuna göre, Kurul, birden fazla projeye konu üniteleri, tek bir önlisans veya lisans kapsamında değerlendirebilir.
(2) Üretim faaliyetiyle iştigal edecek tüzel kişi, faaliyeti birden fazla tesiste yürütecek olması hâlinde, her tesis için ayrı önlisans almak zorundadır. Ancak birden çok yapı veya müştemilatının yüzeylerinde tesis edilen aynı tür yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri, sisteme aynı noktadan bağlanmak kaydıyla tek bir önlisans veya üretim lisansı kapsamında değerlendirilebilir.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans devredilemez. Ancak, aşağıdaki durumlar lisans devri sayılmaz:
a) Lisans sahibi bir tüzel kişi, bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülüklerini, 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu uyarınca birleşme veya bölünme yoluyla, 59 uncu madde çerçevesinde başka bir tüzel kişiye devredebilir.
b) Üretim lisansı almış bir tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, aynı ortaklık yapısı ile kurulan bir başka tüzel kişiye Kurul onayı alınmak ve yeni tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla devredilebilir ve devralması onaylanan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Üretim lisansı sahibi halka açık bir tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, bu tüzel kişinin yüzde yüz payına sahip olarak kurduğu bir başka tüzel kişiye, Kurul onayı alınmak kaydıyla devredilebilir ve devralması onaylanan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Bu bent kapsamında eskisinin devamı mahiyetinde lisans verilmesi onaylanan tüzel kişilerin ortaklık yapılarında, ilgili tüzel kişiye lisans verilene kadar, halka açık paylar hariç olmak üzere pay devri yoluyla değişiklik yapılması halinde, bu tüzel kişilerin lisans başvuruları Kurul kararıyla reddedilir. Eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilmesine ilişkin Kurul kararında lisans verilmesi uygun bulunan tüzel kişinin yükümlülükleri ve bu yükümlülüklerin yerine getirileceği süre belirlenir. Söz konusu yükümlülüklerin mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, bahse konu başvuru Kurul kararı ile reddedilir.
c) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansı sahibi bir tüzel kişi lisansı kapsamındaki üretim tesisini, Kurul onayı almak kaydıyla satış, devir veya kiralama gibi kullanım hakkının değişmesi sonucunu doğuran diğer bir işlem ile lisans kapsamındaki faaliyete devam etmek isteyen bir diğer tüzel kişiye devredebilir. Bu suretle üretim tesisini devralacak tüzel kişinin, devir işlemi gerçekleşmeden önce Kurumdan onay alması zorunludur. Üretim tesisini devralan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir ve söz konusu lisans, devir işlemlerinin tamamlanması ve eski lisansın sona ermesi ile yürürlüğe girer. Eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilmesine ilişkin Kurul kararında yeni lisans verilmesi uygun bulunan tüzel kişinin yükümlülükleri ve bu yükümlülüklerin yerine getirileceği süre belirlenir.
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiye bankalar ve/veya finans kuruluşları tarafından sınırlı veya gayri kabili rücu proje finansmanı sağlanması halinde, sözleşme hükümleri gereği, bankalar ve/veya finans kuruluşlarının Kuruma gerekçeli olarak bildirimde bulunması ve Kurul tarafından gerekçelerin uygun bulunması halinde, bu Yönetmeliğin öngördüğü şartlar çerçevesinde önerecekleri bir başka tüzel kişiye lisans sahibi tüzel kişinin lisansı kapsamındaki tüm yükümlülüklerini üstlenmek şartıyla lisans verilmesini talep edebilir. Önerilen tüzel kişiye, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla aynı hak ve yükümlülüklerle eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir.
Lisansa tabi faaliyetler
MADDE 6 – (1) Elektrik piyasasında elektrik enerjisinin;
a) Üretimi,
b) İletimi,
c) Dağıtımı,
ç) Toptan satışı,
d) Perakende satışı,
e) İthalatı,
f) İhracatı,
g) Piyasa işletimi,
faaliyeti için uygun bir lisans alınması zorunludur.
Muafiyetler
MADDE 7 – (1) Aşağıdaki üretim tesislerinde yapılan üretim faaliyetleri, önlisans ile lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaftır:
a) İmdat grupları ve iletim ya da dağıtım sistemiyle bağlantı tesis etmeden izole çalışan üretim tesisi.
b) Kurulu gücü azami bir megavat veya Kanunun 14 üncü maddesi çerçevesinde Bakanlar Kurulu kararı ile belirlenmiş kurulu güç üst sınırına kadar olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
c) Belediyelerin katı atık tesisleri ile arıtma tesisi çamurlarının bertarafında kullanılmak üzere kurulan elektrik üretim tesisi.
ç) Mikrokojenerasyon tesisleri ile Bakanlıkça belirlenecek verimlilik değerini sağlayan kategorideki kojenerasyon tesisleri.
d) Ürettiği enerjinin tamamını iletim veya dağıtım sistemine vermeden kullanan, üretimi ve tüketimi aynı ölçüm noktasında olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
(2) Sermayesinin yarısından fazlası doğrudan veya dolaylı olarak belediyeye ait olan tüzel kişilerce, belediyeler tarafından işletilen su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde teknik imkânın olması ve DSİ tarafından uygun bulunması hâlinde, önlisans ve lisans alma yükümlülüğü olmaksızın, üretim tesisi kurulabilir. Su isale hattı üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda, hidroelektrik enerji tesisi ilgili belediyeler arasında yapılacak protokole göre kurulur ve işletilir. Bu fıkra kapsamındaki tesisler, Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelikte belirtilen koşullar çerçevesinde kurulabilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Önlisans ve Lisanslara İlişkin Temel Hükümler
Lisans türleri
MADDE 8 – (1) Faaliyet konularına göre Kurumdan alınabilecek lisanslar şunlardır:
a) Üretim lisansı.
b) OSB üretim lisansı.
c) İletim lisansı.
ç) Piyasa işletim lisansı.
d) Dağıtım lisansı.
e) OSB dağıtım lisansı.
f) Tedarik lisansı.
Önlisans ve lisans süreleri
MADDE 9 – (Değişik:RG-24/2/2017-29989)
(1) Önlisansın süresi, önlisans başvurusuna konu üretim tesisi projesinin kaynak türü ve kurulu gücüne bağlı olarak, mücbir sebep hâlleri hariç, otuz altı ayı geçmemek üzere Kurul kararı ile belirlenir. YEKA için verilen önlisansın süresi önlisans başvurusuna konu işin yarışma şartnamesinde öngörülen süreye uygun olarak otuz altı ayı geçmemek üzere Kurul kararıyla belirlenir.
(2) (Değişik:RG-9/6/2017- 30091) Lisans, faaliyetin niteliği dikkate alınarak en az on, en çok kırk dokuz yıl için verilir. Ancak, Kanunun geçici 12 nci maddesi kapsamında verilen üretim lisansının süresi, ilgili mevcut sözleşmenin süresi ile sınırlıdır. YEKA için verilen üretim lisansının süresi, YEKA Yönetmeliği çerçevesinde belirlenen süre ile sınırlıdır.
Önlisans ve lisansta yer alacak hususlar
MADDE 10 – (1) Önlisans ve lisansta yer alacak hususlar ile önlisans ve lisans formatları, Kurul kararı ile belirlenir.
(2) Önlisans ve lisansa aşağıdaki hususların dercedilmesi zorunludur:
a) Tüzel kişinin ünvanı ile adresi.
b) Önlisans veya lisansın yürürlük tarihi ve süresi.
c) Tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişiler ve pay oranları.
ç) Önlisans veya lisansa ilişkin özel hükümler.
(3) İletim ve dağıtım lisansına;
a) Sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden veya kesintilerinden doğan zarar ve hasarların tazmin edileceği hususu,
b) Sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkında eşit taraflar arasında ayrım gözetilmeksizin hizmet sunulacağı,
c) Dağıtım lisanslarında dağıtım faaliyetinin yürütüleceği faaliyet bölgesi,
ç) Hizmet maliyetinin yansıtılmasında uygulanacak hükümler,
dercedilir.
(4) Görevli tedarik şirketinin tedarik lisansında, ayrıca lisansına kayıtlı olan ilgili dağıtım bölgesinde son kaynak tedarikçisi olarak faaliyet göstermekle yükümlü olduğu hükmüne, yer verilir.
(5) Tedarik lisansında, varsa ithalat veya ihracat; üretim lisansında ise varsa ihracat yapılacak ülke, şirket, miktar ve süreye ilişkin hükümlere de yer verilir.
(6) Piyasa işletim lisansında, işletilecek olan organize toptan elektrik satış piyasası türlerinin hangileri olduğuna yer verilir.
Önlisans ve lisans işlemlerine ilişkin kararların yürürlüğe girmesi
MADDE 11 – (1) Önlisans ve lisans, üzerinde kayıtlı olan yürürlük tarihinde yürürlüğe girer ve önlisans ve lisans sahibinin önlisans ve lisans kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, bu Yönetmelikte farklı bir şekilde belirlenmedikçe, bu tarihten itibaren geçerlilik kazanır.
(2) Tadil, lisans yenileme ve sona erme ile iptal kararları, kararda aksi belirtilmediği sürece, kararın alındığı tarihte yürürlüğe girer.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Önlisans İşlemleri
Önlisans başvuru usulü
MADDE 12 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişiler, önlisans almak için Ek-2’de yer alan “ÖnlisansBaşvuru Dilekçesi” ile birlikte, Kurul kararıyla yürürlüğe konulan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi” uyarınca sunulması gereken belgeleri ibraz etmek suretiyle, bu Yönetmelikte başvuru süresi düzenlenen kaynaklar bakımından süresi içerisinde Kuruma başvurur. YEKA için yapılacak önlisans başvuruları YEKA Yönetmeliğinde belirlenen sürelere göre yapılır.
(2) Önlisans işlemleri ile ilgili diğer başvurularda, formatı ve ekleri Kurulca belirlenen formlar kullanılır. Başvuru dilekçelerine eklenecek bilgi ve belgelere ilişkin açıklamalar; “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi” nde yer alır.
(3) Piyasada faaliyet göstermek üzere önlisans başvurusunda bulunacak özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin;
a) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmuş olması,
b) Anonim şirket olarak kurulmuş olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olması,
zorunludur.
(4) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin veya tüzel kişilikte;
a) Doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Yönetim kurulu başkan ve üyeleri ile limited şirketlerde müdürlerin,
Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmaması zorunludur.
(5) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans başvurularında,
a) MWm cinsinden her bir kurulu güç başına Kurul kararı ile belirlenen tutarda teminat sunulur. Bu yöntemle hesaplanan teminat tutarının üst sınırı, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde beşini geçmemek üzere, Kurul kararı ile belirlenir. Bu Yönetmelik kapsamında Kuruma sunulacak banka teminat mektubu tutarı, birden fazla bankadan temin edilen banka teminat mektupları ile de sağlanabilir.
b) Şirket asgari sermayesinin, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde beşine, nükleer enerjiye veya yerli kömüre dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvuruları açısından yüzde birine artırıldığına ilişkin şirket esas sözleşmesinin sunulması zorunludur.
c) Önlisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin ibraz edilmesi zorunludur. Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden önlisans alma bedelinin sadece yüzde onu tahsil edilir.
ç) Başvuru sahibi tüzel kişinin esas sözleşmesinde;
1) Tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve hamiline yazılı pay senedi çıkaramayacağına ilişkin hükme,
2) Önlisans süresince şirketin ortaklık yapısında değişiklik yapılamayacağına ilişkin bu Yönetmelikte öngörülen hüküm ile şirket sermaye miktarının azaltılmasına yönelik esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun onayının alınacağına ilişkin hükme,
yer verilmesi zorunludur.
d) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Rüzgar, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 ncimaddesinin ikinci fıkrasının IV. Grup madenler başlıklı bendinin (b) alt bendi kapsamında belirtilen yerli kaynaklara dayalı başvurular hariç olmak üzere, önlisans başvurularında 25/11/2014 tarihli ve 29186 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın sunulması zorunludur.
(6) Önlisans başvuruları kapsamında; linyit, taşkömürü, asfaltit, bitümlü şist, jeotermal, rüzgâr, güneş enerjisi ve hidrolik kaynaklar gibi yerli doğal kaynaklardan elektrik enerjisi üretmek üzere üretim tesisi kurulması talep edildiği takdirde;
a) Yerli kömür ve jeotermale dayalı önlisans başvurularında, enerji kaynağının kullanım hakkı ya da diğer ayni haklarının tesis edilmiş olduğunun veya bu hakların tesis edileceğinin yetkili gerçek veya tüzel kişilerce taahhüt edilmiş olduğuna ilişkin belgenin,
b) Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı kaynaklar açısından; üretim tesisinin kurulacağı sahanın başvuruda bulunacak tüzel kişinin mülkiyetine konu olması halinde, sahanın mülkiyet hakkına sahip olunduğuna ilişkin belgenin,
c) Hidrolik kaynaklar için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığına ilişkin belgenin,
sunulması zorunludur.
(7) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) YEKA için yapılacak başvurular hariç rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır:
a) TEİAŞ, Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl rüzgar enerjisine dayalı başvurular için 1 Ekim, güneş enerjisine dayalı başvurular için 1 Mayıs tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir.
b) Rüzgar enerjisine dayalı başvurular için her yıl Nisan ayının ilk beş iş gününde, güneş enerjisine dayalı başvurular için her yıl Kasım ayının ilk beş iş gününde, açıklanan kapasite çerçevesinde Kurum tarafından önlisansbaşvuruları alınır.
c) Başvuru ekinde, bu Yönetmelik kapsamında son beş yıl içinde elde edilmiş standardına uygun rüzgar veya güneş ölçümünün bulunması zorunludur.
(8) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvurusu kapsamında ilgili kurumdan alınacak yer lisansının Kuruma ibrazı zorunludur.
(9) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Beşinci fıkranın (b) bendi çerçevesinde yapılacak olan asgari sermaye hesabında;
a) Birden fazla önlisans veya lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin sermayesinin, her bir önlisans veya lisans başvurusu için öngörülen sermaye miktarlarının toplanması suretiyle bulunan miktardan az olmaması,
b) Lisans veya önlisans sahibi bir tüzel kişinin yeni bir önlisans veya lisans başvurusunda bulunması halinde, şirketin sermayesinin, yeni başvuru için öngörülen sermaye miktarıyla, geçici kabulü yapılmamış her bir üretim tesisine ilişkin lisans ile önlisans ve varsa mevcut başvurular için Kurum tarafından öngörülen sermaye tutarlarının toplanması suretiyle bulunan tutardan az olmaması,
zorunludur.
(10) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu maddenin beşinci fıkrasının (c) bendi dışındaki diğer hükümleri ile dokuzuncu fıkrası hükümleri, kamu tüzel kişilerine uygulanmaz.
(11) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları açısından beşinci fıkranın (ç) bendinde aranan yükümlülükler ile Kurul kararı ile belirlenen bilgi ve belgelerin Kuruma sunulmasına ilişkin yükümlülükler söz konusu tüzel kişinin 15 inci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi uyarınca bağlantı görüşünü kabul ve taahhüt etmesini veya etmiş sayılmasını müteakip tanınacak doksan günlük süre içerisinde yerine getirilir.
Önlisans başvurularının alınması ve incelenmesi
MADDE 13 – (1) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Başvuru sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak teslim edilip edilmediği hakkındaki inceleme, sunulan belgelerin Kurum evrakına giriş tarihini izleyen yirmi iş günü içerisinde tamamlanır. Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında sunulan bilgi ve belgelerin eksik olması veya ilgili mevzuatta aranan şartları sağlamaması hallerinde başvuru yapılmamış sayılarak başvuru dosyası iade edilir. Diğer başvurularda ise ilgili mevzuata uygun olarak yapılmadığı tespit edilen önlisans başvurularındaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebligattan itibaren on beş iş günü içerisinde giderilmesi istenerek, giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında sunulan belgelerin iade edileceği bildirilir. Bu süre içerisinde eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, ilgili ana hizmet birimi tarafından başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sahibinin talebi halinde, başvuru sırasında sunulan belgeler iade edilir. Bu durumda yatırılmış ise başvuru sahibinin talebi halinde, önlisans alma bedeli iade edilir.
(2) Önlisans başvuru esaslarına göre eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibariyle veya birinci fıkra kapsamında eksikliklerin giderildiğine ilişkin bilgi ve belgelerin Kurum evrakına giriş tarihi itibariyle değerlendirmeye alınmış sayılır.
(3) Değerlendirmeye alınan önlisans başvurusuna ilişkin bilgiler Kurum internet sayfasında duyurulur. Duyurusu yapılan başvuruya, üçüncü şahıslar tarafından on iş günü içerisinde ve sadece kişisel hak ihlali açısından yazılı olarak itirazda bulunulabilir.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üçüncü fıkra uyarınca yapılacak ilanda başvuruya konu yerin il, ilçe, köy ve/veya mahalle, ada ve/veya parsel ve/veya 1/25.000’lik pafta numarası ve/veya UTM-ED50 (6 ̊ lik) sisteme göre belirlenmiş koordinat bilgileri ilan edilir.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre alınır ve incelenir;
a) Başvuru YEKA Yönetmeliğinde kırk beş gün olarak belirlenen süre içerisinde Kuruma yapılır.
b) Başvuru sırasında istenen belgelerin gereğine uygun olarak teslim edilip edilmediği hakkındaki inceleme, sunulan belgelerin Kurum evrakına giriş tarihini izleyen yirmi iş günü içerisinde tamamlanır.
c) İlgili mevzuata uygun olarak yapılmadığı tespit edilen başvurudaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebligattan itibaren on beş iş günü içerisinde giderilmesi istenerek, giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında sunulan belgelerin iade edileceği bildirilir. Bu süre içerisinde eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, Kurul kararı ile başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sırasında sunulan belgeler iade edilir. Kurul kararı ayrıca YEGM’e bildirilir. Bu durumda yatırılmış ise önlisans alma bedeli iade edilir.
ç) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibariyle veya eksikliklerin giderildiğine ilişkin bilgi ve belgelerin Kurum evrakına giriş tarihi itibariyle değerlendirmeye alınmış sayılır.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA Yönetmeliği uyarınca YEGM tarafından Kuruma yapılan bildirim tarihinden itibaren kırkbeş gün içerisinde YEKA için önlisans başvurusu yapılmaması halinde durum YEGM’e bildirilir.
Aynı yere birden fazla başvurunun yapılması halinde öncelik hakkı
MADDE 14 – (1) Önlisans başvurusuna ilişkin yapılan duyurunun süresi tamamlandıktan sonra, duyuru konusu yerde piyasada başka bir önlisans, doğal gaz piyasasında depolama veya petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama faaliyeti göstermek için yapılan önlisans veya lisans başvuruları iade edilir veya reddedilir.
(2) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Aynı yerde faaliyette bulunmak için yapılan birden fazla başvurunun değerlendirilmesine ilişkin olarak mevzuatta özel düzenleme bulunan haller hariç olmak üzere, ilgili önlisans başvuru tarihinden itibaren 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde yapılan duyuruya kadar geçen sürede ve/veya duyurudan itibaren on iş günü içerisinde, duyuru konusu yerde faaliyet göstermek üzere piyasada başka bir önlisans veya petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama veya doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun olması durumunda aşağıda yer alan esaslar çerçevesinde değerlendirme yapılır:
a) Uluslararası antlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yerde veya piyasada nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilen sahada faaliyet göstermek üzere piyasada ya da petrol veya doğal gaz piyasalarında yapılan önlisans veya lisans başvuruları her aşamada reddedilir.
b) 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerin uluslararası antlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yer olmaması veya nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilmemesi, ancak duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde faaliyette bulunmak üzere, piyasada üretim faaliyeti göstermek üzere başka önlisans başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması halinde, duyuru konusu yerde hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir:
1) Önlisans veya lisans başvurularından doğal gaz piyasasında yeraltı doğal gaz depolama, piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı önlisans, doğal gaz piyasasında sıvılaştırılmış doğal gaz tesisinde yapılacak depolama, petrol piyasasında rafinerici, piyasada doğal gaza dayalı önlisans ve petrol piyasasında depolama lisansı başvurularına sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde öncelik verilen önlisans veya lisans başvurusu ya da başvuruları dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
c) 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde Kurul kararıyla piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti gösterilmesi yönünde karar alınması ve piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti göstermek üzere birden fazla önlisans başvurusu olması halinde, hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir.
1) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin kaynağı ya da yakıt cinsi dikkate alınarak yerli kömür, ithal kömür ve yenilenebilir enerji kaynağına dayalı başvurulara sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü kapsamında piyasada farklı yenilenebilir enerji kaynağına dayalı birden fazla başvuru olması halinde, lisanslama sürecinin devam edeceği başvurunun belirlenmesinde sırasıyla jeotermal, hidrolik, rüzgar ve güneş enerji kaynaklarına dayalı başvurulara öncelik verilir.
3) (2) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde belirlenen ilk sıradaki başvuru dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
(3) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans veya üretim lisansı başvurusuna konu üretim tesisi sahası için lisanssız üretim başvurusu yapılamaz ve yapılması halinde ilgili başvurular iade edilir.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üretim lisansı alındıktan sonra, üretim lisansına konu sahada, malikin kendi arazisi üzerine kuracağı lisanssız üretim tesisi başvuruları Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunmak ve bahse konu üretim lisansı ile başka lisanslı üretim tesisini etkilememek kaydıyla kabul edilebilir. Aksi halde her aşamada reddedilir.
Önlisans başvurularının değerlendirilmesi
MADDE 15 – (1) 13 üncü madde uyarınca eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular değerlendirmeye alınır.
(2) Değerlendirmeye alınan önlisans başvuruları ile ilgili olarak;
a) Kurum tarafından, kurulacak üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında TEİAŞ ve/veya üretim tesisinin bulunduğu dağıtım bölgesindeki dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden görüş istenir.
b) TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi, başvuru kapsamındaki üretim tesisinin bağlanması talep edilen trafo merkezi ile bağlantı kapasitesine ilişkin ilgili mevzuat kapsamında oluşturulan görüşünü, bildirim tarihinden itibaren kırkbeş gün içerisinde sonuçlandırarak Kuruma sunar.
c) Kuruma sunulan görüşler, on işgünü içerisinde başvuru sahibine bildirilir. Başvuru sahibinin, bağlantı ve sistem kullanımı hakkında oluşturulan görüş veya görüşleri kabul etmesi halinde söz konusu görüşleri kabul ve taahhüt ettiğine ilişkin belgeyi, aksi halde gerekçeleri ile birlikte itirazını on iş günü içerisinde Kuruma sunması zorunludur. Aksi halde bağlantı ve sistem kullanım hakkındaki görüş veya görüşleri kabul ve taahhüt etmiş sayılır.
(3) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak için yapılan önlisans başvuruları, kişisel hak itirazı bakımından değerlendirilmesini müteakip aşağıdaki şekilde değerlendirilir:
a) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler tarafından her bir tesis için ilan edilen bağlantı noktalarından veya bağlantı bölgelerinden yalnızca bir bağlantı noktası veya bölgesi ilgili mevzuat çerçevesinde tercih edilebilir. Başvuruya esas kurulu güç, tercih edilen bağlantı noktası ve/veya bağlantı bölgesinde ilan edilen kapasiteden fazla olamaz. Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında, santral sahasının birden fazla bağlantı bölgesi içinde yer alması halinde, santral sahasının en fazla yer kapladığı bağlantı bölgesinde yer aldığı kabul edilir.
b) Önlisans başvurularının ilgili mevzuat çerçevesinde teknik değerlendirmesinin yapılabilmesi için istenen bilgi ve belgeler, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğüne gönderilir. Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü teknik değerlendirmeyi tamamlayarak Kuruma bildirir. Bu kapsamda teknik değerlendirmesi uygun bulunan önlisans başvuruları, bağlantı görüşlerinin oluşturulması için TEİAŞ’a ve/veya ilgili dağıtım şirketine gönderilir.
c) Söz konusu başvuru kapsamındaki üretim tesisinin bağlantı noktası ve gerilim seviyesi, TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından belirlenir.
ç) Aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için ilan edilen kapasiteden daha fazla başvuru bulunması halinde ve/veya aynı sahaya birden fazla başvurunun bulunması halinde, başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanları belirlemek için TEİAŞ tarafından yarışma yapılarak bağlantı kapasitesi kazanan başvurular belirlenir. TEİAŞ bağlantı kapasitesi kazanan başvurulara ilişkin bağlantı görüşlerini oluşturur ya da kendi görüşüyle birlikte bağlantı görüşü oluşturulması için ilgili dağıtım şirketine gönderir.
d) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi bağlantı görüşlerini Kuruma bildirir ve söz konusu başvuruya ilişkin önlisans işlemlerine bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde Kurum tarafından devam edilir.
(4) Başvuru sahibinden, değerlendirme sürecinin sonuçlandırılabilmesi için ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge ayrıca istenebilir ve başvuru sahibi tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
(5) Önlisans başvurusunun değerlendirmeye alınması, önlisans almaya hak kazanıldığı anlamını taşımaz.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için yapılan önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre değerlendirilir:
a) Başvurular 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınır. Başvurunun değerlendirmeye alınması önlisans almaya hak kazanıldığı anlamına gelmez.
b) Başvuru sahibinden, değerlendirme sürecinin sonuçlandırılabilmesi için ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge ayrıca istenebilir ve/veya başvuru sahibi tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
c) Değerlendirme üç ay içerisinde tamamlanır. (b) bendi kapsamında geçen süreler üç aylık sürenin hesabında dikkate alınmaz.
Önlisans başvurularının sonuçlandırılması
MADDE 16 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Kurum tarafından yapılan değerlendirme Kurula sunulur ve önlisans başvurusu Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
(2) Bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye Kurul kararı ile önlisans verilir ve önlisans sahibi tüzel kişinin ticaret unvanı ile aldığı önlisans süresi ve önlisansa konu üretim tesisinin bulunduğu yere ilişkin bilgiler, Kurumun internet sayfasında duyurulur.
(3) Önlisans başvurusuna ilişkin kişisel hak itirazları Kurul kararıyla sonuca bağlanır ve itiraz kapsamında gerekli görülmesi halinde Kurul tarafından başvurunun reddine karar verilebilir.
(4) Önlisans başvuruları aşağıdaki hallerde Kurul kararı ile reddedilir:
a) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından uygun bağlantı görüşü verilmeyen başvurular.
b) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı başvurularda, üretim tesisinin kurulacağı sahanın maliki tarafından başvuru yapılması durumunda aynı saha için yapılan diğer başvurular.
c) Önlisans başvurusu kapsamında kurulması planlanan üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında, ilgili mevzuat çerçevesinde uygun bağlantı görüşü oluşturulamayan ve/veya başvuru sahibi tüzel kişi tarafından özel direkt hat tesis edilmesi tercih edilmeyen başvurular.
ç) Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunmayan başvurular.
d) Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından ölçüm istasyonunun, üretim tesisine ilişkin bilgi formunda verilen koordinatlara göre üretim tesisinin kurulacağı önlisans başvurusu yapılan santral sahası alanında yer almadığı bildirilen başvurular.
e) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin, başvuru sahasında kurulmasının mümkün olmadığı belirlenen başvurular.
f) (Ek:RG-22/10/2016-29865) 6/12/2013 tarihli ve 28843 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliği kapsamında yarışmayı kazandığı halde önlisans başvurusundan vazgeçen tüzel kişilerin başvuruları.
g) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiden istenen bilgi ve belgelerin süresi içinde Kuruma sunulmadığı veya sunulan belgelerin mevzuatı kapsamında istenilen şartları sağlamadığı anlaşılan başvurular.”
(5) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvuruları aşağıdaki hallerde ilgili ana hizmet birimi tarafından reddedilir:
a) Önlisans verilmesi hakkında karar alınmadan önce, başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirildiği başvurular.
b) Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliği kapsamında yarışmayı kazanamadığı Kuruma bildirilen başvurular.
Önlisans süresi içerisinde tamamlanması gereken iş ve işlemler
MADDE 17 – (Değişik:RG-22/10/2016-29865)
(1) Önlisans sahibi tüzel kişi, önlisansa konu üretim tesisinin yatırımına başlanabilmesi için önlisans süresi içerisinde aşağıdaki iş ve işlemleri tamamlamakla yükümlüdür:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları ile ilgili olarak kamulaştırma kararının alınması, kömür veya asfaltit, bitümlü şist, bitümlü şeyl gibi yerli yakıt türlerine dayalı termik santral projelerinin kül sahaları için kamulaştırma kararlarının ve/veya orman ön izinlerinin alınması, nükleer santrallerde üretim tesisinin kurulacağı sahaya ilişkin tahsis işlemlerinin yapılması.
b) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin imar planlarının onaylanması.
c) Üretim tesisinin inşaatına başlanabilmesi için gerekli olan ön proje veya proje veya kat’i proje onayının alınması.
ç) Bağlantı anlaşması için TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurunun yapılması.
d) Rüzgar enerjisine dayalı önlisansa konu üretim tesisi için Teknik Etkileşim İzninin alınması.
e) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Rüzgar, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin ikinci fıkrasının IV. Grup madenler başlıklı bendinin (b) alt bendi kapsamında belirtilen yerli kaynaklara dayalı başvurular için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması.
f) Üretim tesisine ilişkin yapı ruhsatının veya söz konusu ruhsatın yerine geçecek belgenin sunulması.
g) Önlisansa konu üretim tesisi ile ilgili olarak;
1) Yerli kömüre dayalı üretim tesisleri ile jeotermal kaynağa dayalı üretim tesisleri için kaynak kullanım hakkına ilişkin anlaşmanın,
2) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının,
3) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için TEİAŞ ile imzalanmış RES veya GES Katkı Payı anlaşmasının,
yapılmış olması.
ğ) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) YEKA kapsamında kurulması planlanan üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, YEKA Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair YEGM tarafından tanzim edilecek, üretim lisansı almasına dair uygunluk yazısı olması.
h) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, kurulacak elektrik üretim tesislerinde kullanılacak aksam için 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair Bakanlık ya da yetkilendirdiği kurum/kuruluşlarca düzenlenecek belge olması.
(2) Önlisans sahibi tüzel kişiler, önlisans verilmesine ilişkin Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren;
a) Rüzgar, güneş, hidrolik, jeotermal veya 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin IV. Grup madenler başlıklı bendinin (b) alt bendi kapsamında belirtilen yerli kaynaklara dayalı üretim tesisleri için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması amacıyla doksan gün içerisinde,
b) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzninin alınması amacıyla yüz seksen gün içerisinde,
ilgili kuruma başvurmak zorundadır.
(3) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri için birinci fıkra kapsamında sunulması gereken iş ve işlemlerden birinci fıkranın (ç) bendi dışındaki diğer iş ve işlemler, üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulabilir. Bu üretim tesislerinde, diğer mevzuattan kaynaklanan yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla üretim lisansı alınmadan önce üretim tesisi ile doğrudan ilgili olmayan yapıların inşasına başlanabilir.
Önlisansın tadil edilmesi
MADDE 18 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans aşağıdaki durumlarda tadil edilebilir:
a) Önlisans sahibinin talep etmesi ve talebin uygun bulunması.
b) Mevzuat değişikliklerinin ve mevzuat kapsamındaki uygulamaların önlisansa kayıtlı hususlarda değişiklik gerektirmesi.
(2) Önlisans tadil başvurusu ile ilgili olarak,
a) Tadil başvurusu, Ek-7’de yer alan dilekçeyle birlikte, “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi” uyarınca sunulması gereken belgelerin ibraz edilmesi suretiyle yapılır.
b) Tadil başvurusu sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak teslim edilip edilmediği hakkındaki inceleme, sunulan belgelerin Kurum evrakına giriş tarihini izleyen on iş günü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen önlisans tadil başvurusundaki eksikliklerin, ilgilisine yapılan tebligattan itibaren on beş iş günü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde, başvurunun yapılmamış sayılacağı ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on iş günü içerisinde incelenir. Başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi veya inceleme sonucu eksikliklerin giderilmediğinin ilgili ana hizmet birimi tarafından tespiti halinde başvuru yapılmamış sayılır ve bu husus ilgili tüzel kişiye bildirilir. Başvuru sırasında sunulan belgeler, başvuru sahibinin talebi halinde iade edilir.
c) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibariyle veya (b) bendi kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kurum evrakına giriş yaptığı tarih itibariyle, bu madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
ç) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslarda (b) bendi kapsamındaki tespit Kurul kararı ile yapılır.
(3) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Önlisans süresi, 35 inci maddede belirtilen mücbir sebepler kapsamında tadil edilebilir. YEKA için verilen önlisanslarda YEKA Yönetmeliği uyarınca Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı Tahsis kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin YEGM’e sunulan savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin yeterli görülmesi halinde işbu savunmaya veya açıklama ve önlem tekliflerine konu iş programı gecikmesinin önlisans süresinde en fazla otuz altı aya kadar olan kısmı söz konusu savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin Kurul tarafından uygun bulunması, otuz altı ayı geçen kısmı için söz konusu savunma veya açıklamaların mücbir sebepler çerçevesinde gerçekleştiğinin Kurul tarafından tespiti halinde Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda önlisans süresi uzatılabilir.
(4) Önlisansın tadil edilmesine karar verilmesi halinde bu kapsamdaki yükümlülükler süre tayin edilerek ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu yükümlülükler, mücbir sebep halleri hariç olmak üzere süresi içinde yerine getirilmez ise tadil işlemi iptal edilir.
(5) Önlisansa konu üretim tesisinin kurulu gücünün değiştirilmesi suretiyle önlisans tadili başvurusunda bulunulması halinde, üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Söz konusu başvurunun Kurul tarafından uygun bulunması halinde, yeni kurulu güce göre;
a) Şirket asgari sermayesinin, Kurum tarafından öngörülen sermaye tutarına artırıldığına ilişkin bilgi ve belgeler ile teminat tutarının, ilgili Kurul kararında öngörülen tutara artırıldığına ilişkin bilgi ve belgelerin ilgili Kurul kararında belirlenen süre içerisinde,
b) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın alınması için, Kurul kararının tebliğ edildiği tarihten itibaren bir ay içerisinde ilgili kurumlara başvuru yapılması kaydıyla, önlisans süresinin sona ermesine kadar,
Kuruma sunulması zorunludur.
(6) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı önlisans sahibi tüzel kişiler;
a) Önlisanslarında belirlenen sahaların dışına çıkılmaması,
b) Önlisansa dercedilmiş tesis toplam elektriksel kurulu gücünün değişmemesi,
c) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisanslar için, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,
ç) Beşinci fıkra kapsamında belirlenen ilgili yükümlülüklerin tamamlanması,
kaydıyla ek mekanik kapasite kurabilirler.
(7) Önlisansa konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünün teknik değerlendirmesinin uygun olması ve bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi halinde, söz konusu önlisansta gerekli tadiller yapılabilir.
(8) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Önlisansa kayıtlı ünite koordinat ve/veya santral sahası koordinat bilgilerinin tadil edilmesinin uygun bulunması halinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli karar için Kurul kararının veya ilgili ana hizmet birimi işleminin tebliğ edildiği tarihten itibaren bir ay içerisinde ilgili kurumlara başvuru yapılması zorunludur.
(9) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) İlgili ana hizmet birimi;
a) Önlisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliğine,
b) (d) bendinde belirtilen hüküm saklı kalmak koşuluyla, önlisansın özel hükümlerinde yer alan bağlantı noktası ve kurulu gücü değişmemek kaydıyla, ünite sayısı, ünite gücü, ünite koordinatları, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı, bulunduğu il, ilçe, mevki ve üretim tesisi adına,
c) Önlisansın özel hükümlerinde yer alan bildirim adresi değişikliğine,
ç) Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilere ait bilgiler ile 57 nci maddenin birinci fıkrası kapsamında belirtilen istisnalar kapsamında gerçekleştirilen değişikliklere,
d) 10 MWm’ı geçmemek kaydıyla, kurulu gücün toplamda yüzde onuna kadar değiştirilmesi kapsamında yapılacak değişikliklere,
ilişkin tadil taleplerini sonuçlandırır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (b) bendi kapsamında yapılacak ünite koordinat tadili, Teknik Etkileşim İzni belgesinin başvuruda sunulması kaydıyla tesis sahasına komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (b) bendi kapsamındaki ünite sayısı ve ünite gücü tadili, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. (d) bendi kapsamında belirlenen orana kadar yapılacak tadiller için bu Yönetmeliğin sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında yapılan tadil işlemlerine üçüncü kişiler tarafından itiraz edilmesi halinde söz konusu itiraz ve itiraza konu tadil işlemi Kurul tarafından sonuçlandırılır.
(10) Bu madde kapsamında önlisans sahibinin talebiyle yapılacak tadillerde, tadil hakkındaki kararın ardından önlisans tadil işlemi, ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Tadile ilişkin kararda herhangi bir yükümlülüğün belirlenmesi halinde, söz konusu yükümlülüğün tadile ilişkin kararın tebliğinin yapıldığı tarihten itibaren otuz gün veya tadile ilişkin kararda öngörülen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Belirlenen yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde, önlisans tadili talebi reddedilmiş sayılır. Önlisans tadili başvurusunun reddedilmesi halinde, red kararı gerekçesi ile birlikte ilgili tüzel kişiye bildirilir.
(11) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslara kayıtlı,
a) Ünite koordinatları, ünite sayısı ve ünite gücüne,
b) Yıllık elektrik enerjisi üretim miktarına,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliklerine,
ç) Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilere ait bilgiler ile 57 nci maddenin birinci fıkrası kapsamında belirtilen istisnalar kapsamında gerçekleştirilen değişikliklere,
ilişkin tadil talepleri Kurul Kararı ile sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (a) bendi kapsamında yapılacak ünite koordinat tadili, Teknik Etkileşim İzni belgesinin başvuruda sunulması kaydıyla tesis sahasına komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı önlisanslarda (a) bendi kapsamındaki ünite sayısı ve ünite gücü tadili, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Bu maddenin beşinci, altıncı, yedinci fıkraları ile dokuzuncu fıkrasının bu fıkrada ayrıca düzenlenen hükümleri YEKA için verilen önlisanslar için uygulanmaz.
Önlisansın sona ermesi ve iptali
MADDE 19 – (1) Önlisans sahibi tüzel kişinin önlisansını sonlandırmak istemesi halinde, önlisans aslının başvuru ekinde Kuruma sunulması zorunludur.
(2) Önlisans;
a) Süresi uzatılmadığı takdirde süresinin bitiminde,
b) Önlisans sahibi tüzel kişinin talebi veya iflası hâlinde,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin üretim lisansı alması halinde,
kendiliğinden sona erer.
(3) Önlisans, sonlandırma talebinin Kurum evrakına giriş yaptığı tarih itibariyle sona erer. Önlisansın sona erdiği hususu, Kurum tarafından ilgili tüzel kişi ile kurum ve kuruluşlara yazılı olarak bildirilir.
(4) Önlisans;
a) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, lisans alınıncaya kadar, veraset ve iflas nedenleri dışında, önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması durumunda,
b) Kurum tarafından belirlenen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi, bu kapsamda Kanunun 16 ncı maddesinin birinci ve ikinci fıkraları çerçevesinde,
iptal edilir.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslar süresi uzatılmadığı takdirde süresinin bitiminde, önlisans sahibi tüzel kişinin talebi veya iflasının kesinleşmesi ile önlisans sahibi tüzel kişinin üretim lisansı alması halinde kendiliğinden sona erer. Söz konusu önlisanslar YEKA Yönetmeliği uyarınca YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesini imzalayan tarafların iş programında mücbir sebepler kapsamında yaşanan gecikmelerin bir yıldan fazla sürdüğü veya bir yıl içerisinde giderilemeyeceği konusunda anlaşmaları halinde sözleşmenin feshedilerek teminat mektubunun iadesi durumunda, önlisans sahibi şirketin talebi üzerine Kurul kararı ile sona erdirilir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslar;
a) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, lisans alınıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri dışında, önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması durumunda,
b) Kurum tarafından belirlenen Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin YEGM’e sunulan savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin yeterli görülmeyerek YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesinin feshedilmesi halinde söz konusu savunma veya açıklamaların Kurul tarafından mücbir sebepler kapsamında değerlendirilmemesi durumunda,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin YEKA Yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerinden fabrikanın süresi içerisinde işletmeye alınamadığının Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi durumunda,
ç) Önlisans sahibi tüzel kişinin YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi kapsamındaki taahhütlerini süresi içerisinde yerine getiremediğinin Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi durumunda,
d) YEKA Yönetmeliğinin 12 nci maddesinin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bentlerindeki belgelerin süresi içerisinde Bakanlığa sunulmaması ve/veya sunulan belgeler kapsamında Şartnamede belirtilen ve taahhüt edilen değerlerin karşılanamaması durumu kapsamında YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi feshedilerek Kuruma bildirilmesi halinde,
e) Bu Yönetmelik kapsamındaki talep ve işlemlerde Kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti halinde,
iptal edilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Lisans İşlemleri
Lisans başvurusu
MADDE 20 – (1) Piyasada faaliyette bulunmak isteyen tüzel kişiler, lisans almak için; Ek-1’de yer alan “Lisans Başvuru Dilekçesi” ile birlikte, Kurul kararıyla yürürlüğe konulan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi” uyarınca sunulması gereken belgeleri ibraz etmek suretiyle Kuruma başvurur.
(2) Lisans işlemleri ile ilgili diğer başvurularda, formatı ve ekleri Kurulca belirlenen formlar kullanılır. Başvuru dilekçelerine eklenecek bilgi ve belgelere ilişkin açıklamalar; “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi” nde yer alır.
(3) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Piyasada faaliyet göstermek üzere lisans başvurusunda bulunacak özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişinin,
a) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmuş olması,
b) Anonim şirket olarak kurulmuş olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olması ve hamiline yazılı pay senedi çıkarmaması,
c) Kendisi ile tüzel kişinin;
1) Doğrudan veya dolaylı payına sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
2) Yönetim kurulu başkan ve üyeleri ile limited şirketlerde müdürlerin, Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmaması,
zorunludur.
(4) Üretim lisansı hariç, diğer lisans başvurularında;
a) Başvuru sahibi tüzel kişinin esas sözleşmesinde aşağıdaki hususlara yer verilmesi zorunludur;
1) Tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının nama yazılı olduğuna ilişkin hüküm,
2) Pay devirleri ile şirket birleşmeleri açısından bu Yönetmelikte öngörülen hükümler,
3) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için, şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmesi ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun uygun görüşünün alınmasına ilişkin hüküm,
b) Şirketin sermayesinin asgari olarak;
1) Tedarik lisansı başvuruları açısından, iki milyon TL tutarında,
2) Dağıtım lisansı ile piyasa işletim lisansı ve görevli tedarik şirketlerinin tedarik lisansı başvurularında Kurul tarafından belirlenen oran ve/veya tutarda,
olduğuna ilişkin şirket esas sözleşmesinin sunulması zorunludur. Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile görevli tedarik şirketlerinin lisansları süresince sağlamaları gereken sermaye yeterliliğine ilişkin hususlar Kurul kararı ile belirlenir.
c) Lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin ibraz edilmesi zorunludur.
(5) Üretim lisansı başvurusunda bulunmak isteyen önlisans sahibi tüzel kişi, önlisansı kapsamındaki yükümlülüklerini tamamlamak koşulu ile önlisans süresi içerisinde altıncı fıkrada belirtilen şekilde Kuruma üretim lisansı başvurusunda bulunur. Önlisans sahibinin, önlisans süresi sona ermeden önce üretim lisansı başvurusunda bulunmaması halinde, önlisans süresinde yerine getirilmesi gereken yükümlülüklerin ikmal edilmemiş olduğu kabul edilir.
(6) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Üretim lisansı başvurusunda, başvuru dilekçesi ekinde;
a) Başvuru sahibi tüzel kişinin önlisansı kapsamında 17 nci maddenin birinci fıkrasında belirtilen iş ve işlemlerin tamamlandığını tevsik eden bilgi ve belgeler,
b) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Kaynak türü ve kurulu güç bazında Kurul kararı ile belirlenen oranlara karşılık gelen tutarda ve üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde onunu geçmemek koşuluyla, Kurul kararıyla belirlenen tutarda teminat,
c) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisansa konu olan üretim tesisinin özellikleri dikkate alınarak hazırlanan ve üretim tesisinin tamamlanma tarihine kadar olan süreci kapsayan bir termin programı veya YEKA Yönetmeliği kapsamında YEGM tarafından kabul edilen iş programı,
ç) Lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge,
d) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Şirket asgari sermayesinin, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisine, nükleer enerjiye veya yerli kömüre dayalı veya YEKA kapsamında üretim tesisi kurulması için yapılan üretim lisansı başvuruları açısından yüzde beşine artırıldığına ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına yönelik esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun onayının alınacağına ilişkin şirket esas sözleşmesi,
e) Pay devirleri ile şirket birleşme ve bölünmeleri açısından bu Yönetmelikte öngörülen hükümlerin yer verildiği şirket esas sözleşmesi,
sunulur. Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin sadece yüzde onu tahsil edilir.
(7) Özelleştirme kapsamında olan bir üretim tesisi için lisans başvurusunda bulunan tüzel kişiye, bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülüklerin yerine getirilmesi koşuluyla, üretim lisansı verilir.
(8) Değişik:RG-23/12/2015-29571) 17 nci madde kapsamında belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgelerin başvuru aşamasında sunulması koşuluyla, önlisans almaksızın doğrudan üretim lisansı başvurusunda bulunulabilir. Üretim lisansı başvurusuna konu üretim tesisinin geçici kabulünün yapılmış olması halinde, 17 nci madde kapsamında belirtilen yükümlülükler ile söz konusu başvuru için bu Yönetmeliğin asgari sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz.
(9) Bu maddenin;
a) (c) bendi dışında, dördüncü fıkrası,
b) (a) ve (ç) bendi dışında altıncı fıkrası,
hükümleri, kamu tüzel kişilerine uygulanmaz.
(10) OSB Üretim Lisansı ve OSB Dağıtım Lisansı başvuruları ile başvuruların alınması, incelenmesi, değerlendirilmesi ve sonuçlandırılmasına ilişkin usul ve esaslar, ayrıca yönetmelikle düzenlenir.
(11) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için önlisans alan tüzel kişinin önlisans süresi içerisinde üretim lisansı başvurusu yapmaması halinde durum YEGM’e bildirilir.
Lisans başvurularının alınması ve incelenmesi
MADDE 21 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Başvuru sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak teslim edilip edilmediği hakkındaki inceleme, sunulan belgelerin Kurum evrakına giriş tarihini izleyen on iş günü içerisinde tamamlanır ve gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen lisans başvurularındaki eksikliklerin on beş iş günü içerisinde giderilmesi istenerek, giderilmediği takdirde başvuru sırasında sunulan belgelerin iade edileceği bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on iş günü içerisinde incelenir ve söz konusu süre içerisinde de eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sırasında sunulan belgeler iade edilir. YEKA için yapılan üretim lisansı başvurularının yapılmamış sayılmasına ilişkin alınan Kurul kararı ayrıca YEGM’e bildirilerek yatırılmış ise üretim lisansı alma bedeli iade edilmez.
(2) Lisans başvuru esaslarına göre eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibariyle, eksik yapıldığı tespit edilen başvurular ise birinci fıkra kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kurum evrakına giriş yaptığı tarih itibariyle, 22 nci madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
Lisans başvurularının değerlendirilmesi
MADDE 22 – (1) Kurumun yaptığı değerlendirmede dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansları açısından temel olarak aşağıdaki hususlar dikkate alınır;
a) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki,
b) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları,
c) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler.
(2) Üretim lisansı başvurusunun değerlendirilmesinde, başvuru sahibi tüzel kişinin önlisansı kapsamındaki yükümlülüklerini önlisans süresi içerisinde tamamlamış olup olmadığı esas alınır.
(3) Lisans başvurusunun değerlendirmeye alınması, lisans almaya hak kazanıldığı anlamına gelmez.
Lisans başvurularının sonuçlandırılması
MADDE 23 – (1) Değerlendirmeye alınan lisans başvurusuna ilişkin Kurum tarafından yapılan değerlendirme, 45 gün içerisinde tamamlanarak, söz konusu değerlendirme Kurula sunulur ve lisans başvurusu Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
(2) Üretim lisansı başvurularında, yapılan değerlendirme sonucunda;
a) Önlisans kapsamında öngörülen yükümlülüklerinden herhangi birinin süresi içerisinde tamamlanmadığının anlaşılması halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu, Kurul kararı ile reddedilir.
b) Önlisans kapsamında öngörülen yükümlülüklerin süresi içerisinde tamamlanmış olduğu sonucuna varılması halinde, söz konusu tüzel kişiye Kurul kararı ile üretim lisansı verilir.
(3) Üretim lisansı ile ilgili olarak;
a) Üretim lisansına inşaat süresi ve tesis tamamlanma tarihi derç edilir. Tesis tamamlanma tarihinin belirlenmesine esas inşaat süresi, Kurul kararı ile belirlenir ve Kurum internet sayfasında yayımlanır.
b) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansına, lisansa konu tesisin kaynağına göre mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı olarak derç edilir.
c) Yenilenebilir enerji kaynakları dışında diğer enerji kaynaklarına dayalı üretim lisanslarına, öngörülen ortalama yıllık üretim miktarı, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı olarak derç edilir.
(4) Bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye Kurul kararı ile lisans verilir, lisans sahibi tüzel kişinin ticaret ünvanı ile aldığı lisans türü ve süresi Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
Lisans tadil başvurularının incelenmesi, değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 24 – (1) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans aşağıdaki durumlarda tadil edilebilir:
a) Lisans sahibinin talep etmesi ve talebin uygun bulunması.
b) Gelir ve tarife düzenlemesi kapsamında belirlenen fiyat, parametre, gösterge ve benzeri hususların lisansa derç edilmesine karar verilmesi veya lisansa derç edilen bu hususlarda değişikliğe gidilmesi.
c) Mevzuat değişikliklerinin ve mevzuat kapsamındaki uygulamaların lisansa kayıtlı hususlarda değişiklik gerektirmesi.
(2) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans tadil başvurusu ile ilgili olarak,
a) Lisans tadil başvurusu, Ek-7’de yer alan dilekçeyle birlikte, “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi” uyarınca sunulması gereken belgelerin ibraz edilmesi suretiyle yapılır.
b) Tadil başvurusu sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak teslim edilip edilmediği hakkındaki inceleme, sunulan belgelerin Kurum evrakına giriş tarihini izleyen on iş günü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen lisans tadil başvurusundaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren onbeş iş günü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde, başvurunun yapılmamış sayılacağı ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on iş günü içerisinde incelenir. Başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi veya inceleme sonucu eksikliklerin giderilmediğinin ilgili ana hizmet birimi tarafından tespiti halinde başvuru yapılmamış sayılır ve bu husus ilgili tüzel kişiye bildirilir. Başvuru sırasında sunulan belgeler, başvuru sahibinin talebi halinde iade edilir.
c) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibariyle veya (b) bendi kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kurum evrakına giriş yaptığı tarih itibariyle, bu madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
ç) Dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansı tadil başvuruları için Kurum tarafından yapılan değerlendirmede temel olarak aşağıdaki hususlar dikkate alınır:
1) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki.
2) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları.
3) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üretim tesisinin kurulması sürecinde;
a) Mücbir sebep halleri ile Kurul tarafından uygun bulunan hallerin bulunması,
b) Söz konusu durumların üretim tesisinin kurulmasını doğrudan etkilemesi veya etkileyebilecek nitelikte olması,
c) Lisansta belirlenen tesis tamamlanma süresi içerisinde gerekçeleri ve belgeleriyle birlikte Kuruma başvurulması,
hallerinde, tesis tamamlama süresinin uzatılması suretiyle lisans tadil edilebilir. Ancak, üretim tesisi yatırımının, geri dönülemez noktaya geldiğinin tespiti halinde (c) bendinde öngörülen süre koşulu aranmaz.
(4) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Lisansa konu üretim tesisinin kurulu gücünün değiştirilmesi suretiyle lisans tadili başvurusunda bulunulması halinde, üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Söz konusu başvurunun Kurul tarafından uygun bulunması halinde, uygun bulma kararının ilgili tüzel kişiye tebliğ edildiği tarihten itibaren;
a) Şirket asgari sermayesinin, yeni kurulu güce göre, Kurum tarafından öngörülen sermaye tutarına artırıldığına ilişkin bilgi ve belgelerin,
b) Revize edilmiş ilgili kaynak kullanım hakkı anlaşmasına veya söz konusu anlaşmanın revize edilmesine gerek olmadığına ilişkin bilgi ve belgelerin,
c) Teminat tutarının, yeni kurulu güce göre, ilgili Kurul kararında öngörülen tutara artırıldığına ilişkin bilgi ve belgelerin,
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın,
doksan gün veya ilgili kararda belirtilen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Bu fıkradaki diğer yükümlülüklerin belirlenen süre içerisinde yerine getirilmesi kaydıyla, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında Çevresel Etki Değerlendirmesine tabi projeler için alınan Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararının, mücbir sebepler dışında, bir yıl içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Bu fıkra kapsamındaki yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmesi kaydıyla, lisans tadili ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Ancak, söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır.
(5) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla alınan lisanslar kapsamındaki tesisler için kapasite artışı, modernizasyon, yenileme yatırımları ve tadilatlara;
a) TEİAŞ ve ilgili dağıtım şirketinden alınan tadil kapsamındaki bağlantı görüşünün olumlu olması,
b) Kuruma yapılan ilk lisans başvurusundaki sahada başka lisans başvurusu olmaması,
c) Kapasite artışı sonunda oluşacak yeni güç için mevcut iletim veya dağıtım hattı ile mevcut bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin kullanılması,
ç) Lisansa derç edilen üretim tesisi sahasının dışına çıkılmaması,
kaydıyla izin verilir. Bu fıkra kapsamında Kuruma, üretim tesisinin lisansa derç edilmiş elektriksel gücün tamamının geçici kabulünün yapıldığı tarihten sonra başvurulabilir.
(6) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, lisanslarında belirlenen sahaların dışına çıkılmaması, işletme anında sisteme verilen gücün lisanslarında belirtilen kurulu gücü aşmaması ve kaynak türüne göre teknik değerlendirmesinin gerekmesi halinde Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesinin uygun bulunması ile dördüncü fıkra kapsamında belirlenen ilgili yükümlülüklerin tamamlanması kaydıyla ek kapasite kurabilir.
(7) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibinin talebiyle yapılacak tadillerde, tadil hakkındaki kararın ardından lisans tadil işlemi ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Tadil kararında herhangi bir yükümlülüğün belirlenmesi halinde, söz konusu yükümlülüklerin tadil kararının tebliğinin yapıldığı tarihten itibaren otuz gün veya tadil kararında öngörülen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Bu yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde, lisans tadili talebi reddedilmiş sayılır.
(8) Lisans alma tarihinden sonra;
a) Tedarik lisansı sahibi tüzel kişinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden ya da ülkelere ithalat ve/veya ihracat faaliyetlerinde bulunabilmesine ilişkin,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelere ihracat faaliyetinde bulunabilmesine ilişkin,
c) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin, sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden kuracağı özel direkt hat ile ihraç etme talebine ilişkin,
lisans tadil talepleri Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde sonuçlandırılır.
(9) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üretim lisansına konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması, bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi ve Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması hallerinde, söz konusu lisansta gerekli tadiller yapılabilir.
(10) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Yapılan değerlendirme sonucu ilgili mevzuat açısından uygun görülen lisans tadil başvurusu, ilgisine göre Kurul ya da ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılır.
(11) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Aşağıda belirtilen konulardaki lisans tadili talepleri, ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılır:
a) Tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişiler dışında, lisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliği.
b) (e) bendi hükmü saklı kalmak koşuluyla, lisansların özel hükümlerinde yer alan bağlantı noktası ve kurulu gücü değişmemek kaydıyla, ünite sayısı, ünite gücü, ünite koordinatları, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı, bulunduğu il, ilçe, mevki ve üretim tesisi adı.
c) Lisansların özel hükümlerinde yer alan bildirim adresi değişikliği.
ç) Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilere ait bilgiler.
d) Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisanslarında komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünden alınacak uygunluk belgesi ve Teknik Etkileşim İznine binaen yapılan üretim tesisi sahası içerisindeki türbin koordinatlarına ait bilgilerin değiştirilmesi.
e) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) 10 MWm’ı geçmemek kaydıyla, kurulu gücün toplamda yüzde onuna kadar değiştirilmesi kapsamında yapılacak değişiklikler. Bu bent kapsamında yapılacak tadiller için, bu Yönetmeliğin sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında yapılan tadil işlemlerine üçüncü kişiler tarafından itiraz edilmesi halinde söz konusu itiraz ve itiraza konu tadil işlemi Kurul tarafından sonuçlandırılır.
(12) Yapılan lisans tadili ilgili tüzel kişiye yazılı olarak bildirilir. Lisans tadili başvurusunun reddi halinde, gerekçesi yazılı olarak ilgili tüzel kişiye bildirilir.
(13) Lisans sahibinin, lisans tadilinden doğacak yükümlülükleri yerine getirebilmesi için ilave bir süreye ihtiyaç duyması halinde, söz konusu süre Kurul kararı ile belirlenir ve tadil edilen lisanslarda yer alır.
(14) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Üretim lisansına konu ve ekonomik ömrünü tamamlamış olan üretim tesisi veya ünitelerin yerine yeni üretim tesisi veya ünitelerin kurulması amacıyla yapılan üretim lisansı tadil başvurularında, artış sağlanan ilave kurulu güç için asgari sermaye şartı ile teminat sunma yükümlülüğü aranır.
(15) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarında üretim tesisinin tesis tamamlama süresi, iş programında meydana gelen gecikmelerin mücbir sebepler çerçevesinde gerçekleştiğinin Bakanlıkça kabul edildiğinin bildirilmesi halinde iş programına eklenen süre kadar uzatılır.
(16) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarına kayıtlı,
a) Ünite koordinatları, ünite sayısı ve ünite gücüne,
b) Yıllık elektrik enerjisi üretim miktarına,
c) Üretim lisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliklerine,
ç) Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilere ait bilgilere,
ilişkin tadil talepleri Kurul kararı ile sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisanslarında (a) bendi kapsamında yapılacak ünite koordinat tadili, Teknik Etkileşim İzni belgesinin başvuruda sunulması kaydıyla tesis sahasına komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisanslarında (a) bendi kapsamındaki ünite sayısı ve ünite gücü tadili, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. Bu maddenin dördüncü, beşinci, dokuzuncu fıkrası ve onbirinci fıkrasının bu fıkrada ayrıca düzenlenen hükümleri ile onüçüncü fıkrası YEKA için verilen üretim lisansları için uygulanmaz.
Lisans yenileme başvurularının değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 25 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisanslar, lisans sahibinin talebi üzerine lisans süresinin bitiminden başlamak üzere ve Kanunda öngörülen asgari süreler gözetilmek suretiyle her defasında en fazla kırkdokuz yıl için yenilenebilir. YEKA için verilen üretim lisansları yenilenemez.
(2) Lisans yenileme talebi, yürürlükteki lisans süresinin bitiminden en erken 12 ay, en geç dokuz ay önce, dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketi için en erken 15 ay, en geç 12 ay olmak üzere, lisans sahibinin Kuruma yazılı olarak başvurması suretiyle yapılabilir. Lisans yenileme bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin başvuru ekinde sunulması zorunludur.
(3) Görevli tedarik şirketleri veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin, lisans sürelerinin bitiminden önce ve öngörülen süreler içerisinde lisanslarını yenilemek üzere Kuruma başvurmamaları halinde Kurum tüketicilerin korunması ve hizmetin aksamaması için gereken önlemleri alır.
(4) Dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansı yenileme talebi incelenirken temel olarak lisans sahibinin;
a) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki,
b) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları,
c) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler,
ç) İlgili kamu kurum ve kuruluşları ile yenilenmesi gereken anlaşmalar ve/veya izinler,
dikkate alınır.
(5) Dağıtım lisansının yenilenebilmesi için, lisans sahibinin lisansında belirlenen dağıtım bölgesindeki dağıtım sistemini işletme hakkını elde ettiğini tevsik etmesi zorunludur. Söz konusu işletme hakkını elde ettiğini tevsik edemeyen dağıtım lisansı sahibinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir. Bu durumda dağıtım lisansı verilecek yeni tüzel kişi, Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) Görevli tedarik şirketinin tedarik lisansının yenilenebilmesi için, lisans sahibinin lisansında belirlenen dağıtım bölgesindeki düzenlemeye tabi faaliyetlere ilişkin varlıkların işletme hakkını elde ettiğini tevsik etmesi zorunludur. Söz konusu işletme hakkını elde ettiğini tevsik edemeyen görevli tedarik şirketinin başvurusu, Kurul kararı ile reddedilir. Bu durumda son kaynak tedarikçisi olarak, tedarik lisansı verilecek yeni tüzel kişi, Elektrik Piyasasında Dağıtım Ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(7) Lisans yenileme başvurusu hakkındaki değerlendirme, lisansın sona erme tarihinden en geç üç ay öncesine kadar sonuçlandırılır ve lisans yenileme başvurusu hakkındaki Kurul kararı lisans sahibine yazılı olarak bildirilir.
(8) Lisansı yenilenen lisans sahibi tüzel kişinin ticaret unvanı ile yenilenen lisans türü ve süresi Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
Lisansların sona ermesi
MADDE 26 – (1) Lisans;
a) Süresinin bitiminde kendiliğinden,
b) Lisans sahibi tüzel kişinin iflasının kesinleşmesi, lisans sahibinin talebi veya lisans verilmesine esas şartların kaybedilmesi hâllerinde ise Kurul kararıyla,
sona erer.
(2) Lisans sahibi bir tüzel kişi lisansı kapsamındaki faaliyetini sona erdirmek istemesi halinde, lisansın sona ermesinin talep edildiği tarihten en az altı ay önce, dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketi için en az oniki ay önce, gerekçeleri ile birlikte Kuruma yazılı olarak başvuruda bulunulması esastır. Ancak Kurul, sona erdirme talebinin piyasaya olan etkilerini dikkate alarak bu süre şartını uygulamayabilir. Bu başvuru kapsamında lisans sahibi tüzel kişinin lisansını sona erdirmek istediği tarih itibarıyla ne tür yükümlülükler taşıdığının ve bu yükümlülüklerin yerine getirilmesi için ne tür tedbirlerin öngörüldüğünün belirtilmesi de zorunludur.
(3) Yapılan değerlendirme sonucu, sona erdirme talebinin Kurul kararıyla uygun bulunması halinde lisans, Kurul kararında yer alan tarihte sona erer. Kurul, lisansın sona ermesinin tüketiciler ve piyasa koşulları aleyhine bir durum yaratacağının belirlenmesi halinde, gerekçeleri lisans sahibi tüzel kişiye bildirilmek suretiyle talebi reddedebilir veya lisansın sona ermesi için talep edilen tarihi ileri bir tarihe erteleyebilir.
(4) Dağıtım lisansı sahibi bir tüzel kişinin lisans süresi sona ermeden önce lisansını sona erdirmek istemesi halinde, söz konusu lisans kapsamındaki faaliyeti sürdürecek yeni bir tüzel kişi lisans alıncaya kadar lisans sona erdirilmez. Görevli tedarik şirketinin lisans süresi sona ermeden önce lisansını sona erdirmek istemesi halinde, söz konusu lisans kapsamındaki faaliyeti sürdürecek başka bir tüzel kişi Kurul tarafından belirleninceye kadar lisans sona erdirilmez.
(5) Dağıtım veya görevli tedarik şirketinin lisansının sona ermesi veya lisansının Kurul tarafından iptal edilmesinin gerekli hale gelmesi durumunda, dağıtım lisansı verilecek tüzel kişi veya son kaynak tedariği yükümlüsü tüzel kişi Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
Yaptırımlar ve lisans iptali
MADDE 27 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Lisans sahibi tüzel kişilerin ilgili mevzuat hükümlerine aykırı davranması durumunda, fiilin niteliğine göre Kanunun 16 ncı maddesinde öngörülen yaptırımlar uygulanır.
(2) Üretim lisansı, mücbir sebep halleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında üretim tesisinin ilgili lisansta belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi hallerinde iptal edilir.
(3) Lisansı iptal edilen tüzel kişi, bu tüzel kişilikte yüzde on veya daha fazla paya sahip ortaklar ile lisans iptal tarihinden önceki bir yıl içerisinde görevden ayrılmış olanlar dahil, yönetim kurulu başkan ve üyeleri, limited şirketlerde müdürler, lisans iptalini takip eden üç yıl süreyle, mevcut önlisansları kapsamındaki üretim lisansı başvuruları hariç olmak üzere, önlisans ve lisans alamaz, önlisans ve lisans başvurusunda bulunamaz, önlisans ve lisans başvurusu yapan tüzel kişiliklerde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olamaz, yönetim kurullarında görev alamaz. Önlisans ve lisans başvurusundan sonra bir tüzel kişinin ortakları ve yönetim kurulu başkan ve üyeleri, limited şirketlerde müdürlere ilişkin yasaklılık halinin olması halinde, bu aykırı durumun giderilmesi için doksan gün süre verilir. Aykırılığın giderilmemesi halinde ilgili başvuru Kurul kararı ile reddedilir.
(4) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında, lisans iptali ile ilgili olarak Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri uygulanır.
(5) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisine ilişkin inşaat lisansı ve/veya işletme lisansı başvurularının olumlu sonuçlanmaması ya da mevcut inşaat lisansı ve/veya işletme lisansının iptal edilmesi durumunda, ilgili üretim lisansı iptal edilir. Ayrıca, 17 nci maddenin üçüncü fıkrası kapsamındaki yükümlülüklerin mücbir sebepler veya lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulmaması hâlinde üretim lisansı iptal edilir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisansları;
a) Üretim tesisi işletmeye geçene kadar, lisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının Bakanlıktan yazılı onay alınmadan doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması,
b) Kurul tarafından mevzuat veya piyasa yapısının gerekleri doğrultusunda belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi,
c) Elektrik enerjisi üretim tesisinde Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı kapsamında kullanımı öngörülen aksam ve tedarik planında belirtilen yerli malı ürünlerin ya da yerli malı aksamın kullanılmadığının tespiti ve YEGM tarafından yapılan yazılı ihtarnamede belirlenen süre içerisinde ihtar edilen aykırılıkların giderilmemesi üzerine YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesinin feshedilmesi,
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi kapsamındaki taahhütlerini süresi içerisinde yerine getiremediğinin Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi,
d) Bu Yönetmelik kapsamındaki talep ve işlemlerde Kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti,
hallerinde iptal edilir.
ALTINCI BÖLÜM
Önlisans ve Lisanslarla Kazanılan Haklar ve Üstlenilen Yükümlülükler
Önlisans sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 28 – (1) Önlisans, sahibine lisansına konu üretim tesisi yatırımına başlamak için mevzuattan kaynaklanan izin, onay, ruhsat ve benzeri belgeleri edinebilmek ve üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde edebilmek için ilgili kurum ve kurulaşlar nezdinde girişimde bulunma hakkını verir.
(2) Önlisans sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Kurumun faaliyetlerini yerine getirebilmesi için ihtiyaç duyacağı her türlü bilgi ve belgeyi istenilen zamanda Kuruma vermek,
b) Lisans alıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri ile bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında ortaklık yapısında doğrudan veya dolaylı olarak herhangi bir değişiklik yapmamak, paylarını devretmemek, payların devredilmesi veya payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemleri yapmamak,
ile yükümlüdür.
Lisans sahiplerinin genel hak ve yükümlülükleri
MADDE 29 – (1) Lisans sahibi tüzel kişinin lisans kapsamındaki hak ve yükümlülükleri lisansın yürürlüğe girmesi ile geçerlilik kazanır.
(2) Lisans sahibi, lisanstan kaynaklanan yükümlülükleri saklı kalmak koşuluyla, lisansı kapsamındaki faaliyetlerinden, bu Yönetmelik ile belirlenenleri hizmet alımı yolu ile gördürebilir.
(3) Lisans sahibi ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Tüketiciler dışında, lisans sahibi olmayan hiçbir kişi ile yurt içinde elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti yapmamak,
b) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında belirlenen yükümlülükleri yerine getirmek,
c) Lisansı kapsamındaki tesislerini mevzuat hükümlerine uygun olarak işletmek,
ç) Lisansı kapsamındaki hizmetin teknik gereklere göre yapılmasını sağlamak,
d) Kurum tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde verilen tüm talimatlara uymak,
e) Tesislerini, yasal defter ve kayıtlarını Kurum denetimine hazır bulundurmak, Kurum tarafından talep edildiğinde denetime açmak,
f) Kurum tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek,
g) Kurum tarafından talep edilen veya Kuruma sunulacak olan bildirim, rapor ve diğer evrakları, ilgili mevzuatta düzenlenen usul ve esaslara uygun olarak Kuruma sunmak,
ğ) Lisansına derç edilmiş bulunan hükümlere uymak,
h) Lisans kapsamındaki faaliyetlerin yerine getirebilmesini teminen gerçek ve tüzel kişiler tarafından verilen veya edinilen bilgileri gizli tutmak ve amacı dışında kullanmamak,
ı) Lisans işlemleri ile ilgili bedeller ile yıllık lisans bedellerini zamanında ve eksiksiz olarak Kuruma ödemek,
i) Lisans almanın yanı sıra faaliyet alanlarına göre ilgili diğer mevzuatların gereklerini yerine getirmek,
j) (Ek:RG-22/10/2016-29865) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Lisans kapsamında faaliyette bulunduğu konuda yaptığı iş ve işlemlere ilişkin veri işleme veya veri depolama amacıyla kurdukları ve/veya hizmet aldıkları bilgi işlem merkezlerinde üçüncü kişilerin söz konusu verilere hukuka aykırı erişimini ve bu verileri hukuka aykırı işlemesini önlemek, verilerin gizliliğini, bütünlüğünü ve erişilebilirliğini sağlamak üzere uygun güvenlik seviyesini temin etmeye yönelik gerekli her türlü teknik ve idari tedbiri almak,
ile yükümlüdür.
(4) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi, üçüncü fıkrada sayılanlara ek olarak;
a) Piyasa faaliyetleri arasında ve piyasa faaliyetleri ile piyasa dışı faaliyetleri arasında çapraz sübvansiyon yapamaz.
b) Tüketicilere yapılan satışlar açısından, elektrik enerjisi veya kapasite alımlarını basiretli bir tacir olarak yapmakla yükümlüdür.
c) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar ile OSB’ler hariç, piyasa dışında faaliyet gösteremez.
ç) (Mülga:RG-24/2/2017-29989)
d) Lisansı kapsamındaki hizmeti, eşitler arasında ayrım gözetmeksizin sunmak ile yükümlüdür.
e) Yapım, mal ve hizmet alım ihalelerini; rekabet ortamında, şeffaf ve eşitlik ilkesi çerçevesinde yapmakla yükümlüdür.
(5) OSB Üretim Lisansı ile OSB Dağıtım Lisansı sahiplerinin hak ve yükümlülükleri, ayrıca yönetmelikle düzenlenir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisansı sahibi tüzel kişiler bu maddede sayılan haklardan YEKA Yönetmeliği ile çelişmeyenleri haizdir.
Üretim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 30 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansı, sahibine;
a) Lisansında belirtilen üretim tesisini kurma ve işletme,
b) Üretim tesisinde ürettiği elektrik enerjisini veya kapasitesini;
1) Tedarik şirketlerine satma,
2) Serbest tüketicilere satma,
3) Özel direkt hat tesis ettiği kişilere satma,
c) Organize toptan elektrik piyasalarında, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapma,
ç) Tedarik etmekle yükümlendiği elektrik enerjisi veya kapasitesini teminen, bir takvim yılı için lisansına dercedilen yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının, Kurul tarafından belirlenen oranını aşmamak kaydıyla elektrik enerjisi veya kapasitesi alma,
d) Ürettiği elektrik enerjisinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelere ihracatını yapma,
e) Kurulca verilecek izin ile, sınırda yer alan illerde kurmak kaydıyla, üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden kuracağı özel direkt hat ile ihraç etme,
f) Satış olarak değerlendirilmemek üzere, tesislerinde ürettiği enerjiyi iletim veya dağıtım sistemine çıkmadan kullanmak kaydıyla sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı tüketim tesislerinin ihtiyacı için kullanma,
hakkını verir. YEKA için verilen üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ürettikleri elektrik enerjisini ancak YEKA Yönetmeliğinde belirlenen hükümlere uygun olarak değerlendirir.
(2) Üretim lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Mücbir sebepler ile yıllık programlı bakım takvimi dışında, üstlenilmiş bulunan yükümlülükleri yerine getirecek şekilde üretim tesisini işler halde tutmak,
b) Yıllık programlı bakım takvimlerini, TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye bildirmek,
c) İletim tarifesi ve/veya dağıtım tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
ç) Lisansta yazılı tesis tamamlanma tarihine kadar, gerçekleştirilen faaliyetler hakkında her yılın Ocak ve Temmuz ayları içerisinde Kuruma, usulüne uygun olarak ilerleme raporu sunmak,
d) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
e) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler; kriz, gerginlik ve harp durumlarında Genel Kurmay Başkanlığı ve/veya MİT Müsteşarlığı tarafından talep edildiğinde Genelkurmay Başkanlığının sorumluluğunda işletilen Haberleşme, Seyrüsefer ve Radar Sistemlerine ve/veya MİT Müsteşarlığının sorumluluğunda işletilen sistemlere etkisi olduğu tespit edilen türbinlere ilişkin talep edilen tedbirleri yerine getirmek,
f) (Ek:RG-24/2/2017-29989) Geçici kabul tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde OSB üretim lisansı sahipleri hariç olmak üzere, işletmeye geçmiş kurulu gücü 100 MWe ve üzerinde olan bütün üretim tesisleri için kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
ile yükümlüdür.
İletim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 31 – (1) TEİAŞ, iletim lisansı kapsamında;
a) Münhasıran iletim faaliyetinde bulunma ve iletim sistemini işletme,
b) Oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarının karşılanmasıyla sınırlı olmak üzere, yan hizmetler anlaşmaları kapsamında yeni üretim tesisi yaptırmak ve/veya mevcut üretim tesislerinin kapasitelerini kiralamak amacıyla ihale yapabilme,
c) Uluslararası enterkonneksiyon hatlarının ulusal sınırlar dışında kalan kısmının tesisi ve işletilmesini yapabilme ve/veya bu amaçla uluslararası şirket kurabilme ve/veya kurulmuş uluslararası şirketlere ortak olabilme ve bölgesel piyasaların işletilmesine ilişkin organizasyonlara katılabilme,
ç) İletim sisteminin teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla ve yan hizmetler piyasası kapsamında elektrik enerjisi veya kapasitesi satın almak, iletim sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin, gerçekleşmeler nedeniyle fazlasını satma,
d) Kurulun izni alınmak kaydıyla, iletim faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyeti yürütme,
e) İletim sisteminin işletilmesi için ihtiyaç duyulan telsiz sistemi de dâhil her türlü iletişim ve bilgi sistemleri altyapısını kurma ve işletme,
f) Fiber optik kablo altyapısının bir kısmını, kendi faaliyetlerini aksatmayacak şekilde ilgili mevzuat çerçevesinde Kurum görüşleri doğrultusunda, üçüncü kişilere kullandırabilme,
hakkına sahiptir.
(2) TEİAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Bakanlığın kararı doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarını yapmak,
b) Kurulması öngörülen yeni iletim tesisleri için iletim yatırım planı yapmak, yeni iletim tesislerini kurmak ve gerektiğinde iletim sisteminde ikame ve kapasite artırımı yatırımı yapmak,
c) İletim sistemine bağlı veya bağlanacak olan serbest tüketiciler dâhil tüm sistem kullanıcılarına şebeke işleyişine ilişkin mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin iletim ve bağlantı hizmeti sunmak,
ç) Yük dağıtımı ve frekans kontrolünü gerçekleştirmek, piyasa işletim lisansı kapsamında yan hizmetler piyasasını ve dengeleme güç piyasasını işletmek, gerçek zamanlı sistem güvenilirliğini izlemek, sistem güvenilirliğini ve elektrik enerjisinin öngörülen kalite koşullarında sunulmasını sağlamak üzere gerekli yan hizmetleri belirlemek ve bu hizmetleri ilgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda sağlamak,
d) Lisansı kapsamında yürüttüğü faaliyetlere ilişkin tarife tekliflerini Kurumun belirlediği ilke ve standartlar çerçevesinde hazırlamak ve Kurumun onayına sunmak,
e) Şebeke, yan hizmetler ve dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini belirleyen ilgili mevzuatın uygulanmasını gözetmek, bu amaçla gerekli incelemeleri yapmak, sonuçları hakkında Kuruma rapor sunmak ve gerekli tedbirlerin alınmasını talep etmek,
f) İletim kısıtlarını asgari seviyeye indirmek, kaliteyi artırmak ve arz güvenliğini sağlamak amacıyla iletim şebekesini planlanmak ve Kurul tarafından onaylanan planları icra etmek,
g) Gerçek ve tüzel kişilere, eşitler arasında ayrım gözetmeksizin sisteme erişim ve sistemi kullanım imkânı sağlamak,
ğ) Kurulacak olan üretim tesisinin sistemine bağlantısının mümkün olup olmadığı hakkında Kurum veya ilgili tüzel kişi tarafından istenen görüşü gerekçeleri ile birlikte kırkbeş gün içerisinde vermek,
h) Lisans sahipleri ve iletim sisteminden bağlı tüketiciler ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamak,
ı) Piyasada elektrik enerjisi üretimi, toptan satışı ve perakende satışında rekabet ortamına uygun iletim teknik alt yapısını sağlamak,
i) Kanunun 8 inci maddesinin birinci fıkrasında belirtilenler dışında, piyasada hiçbir surette kendi nam ve hesabına elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti yapmamak,
j) İletim sistemine bağlı tüm gerçek ve tüzel kişilere ait kayıtları tutmak, puant talepleri kaydetmek ve sayaç kayıtlarını izlemek,
k) İlgili mevzuat çerçevesinde, sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarları tazmin etmek,
l) Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerini yayımlamak,
m) İthalat ve ihracat faaliyetleri hakkında Kurum tarafından istenen görüşü, gerekçeleri ile birlikte Kuruma sunmak,
n) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl, 1 Nisan tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini yayımlamak,
o) Üretim kapasite projeksiyonu ile yirmi yıllık Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planını hazırlamak,
ö) İthalat ve/veya ihracat yapmak isteyen tedarik şirketleri veya üretim şirketleri ile enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalamak,
p) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
r) (Ek:RG-23/12/2015-29571) TS EN ISO 9001, TS ISO 10002, TS 18001 ve TS EN ISO 14001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ile yükümlüdür.
Piyasa işletim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 32 – (1) Piyasa işletim lisansı, sahibine; lisansı kapsamında belirtilen organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi ve bu piyasalarda gerçekleştirilen faaliyetlerin mali uzlaştırılması ile söz konusu faaliyetlere ilişkin diğer mali işlemleri yapma hakkını verir.
(2) EPİAŞ, piyasa işletim lisansı kapsamında;
a) Piyasanın gelişimi doğrultusunda görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarında yeni piyasalar kurulmasına yönelik çalışmaları yapma ve Kuruma sunma,
b) Bakanlıkça uygun görülmesi hâlinde; görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi amacıyla oluşturulan veya ileride oluşturulabilecek uluslararası elektrik piyasalarına taraf olarak katılma, bu amaçla kurulan uluslararası elektrik piyasası işletmecisi kuruluşlara ortak veya üye olma,
c) Kurum ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşleri doğrultusunda, Sermaye Piyasası Kanununun 65 inci maddesi kapsamındaki anlaşmaların tarafı olabilme,
ç) Bakanlık ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşü alınmak suretiyle Kurul tarafından belirlenen ve piyasa işletim lisansı kapsamı dışında kalan diğer enerji piyasası faaliyetleri ile emisyon ticaretine ilişkin faaliyetleri yürütme,
d) Uluslararası kurum veya kuruluşlara danışmanlık ve eğitim hizmeti verme ve önceden duyurusu yapılmak koşuluyla, yurt içinde lisansı kapsamındaki faaliyetlerle ilgili eğitim verme,
hakkına sahiptir.
(3) EPİAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) TEİAŞ tarafından piyasa işletim lisansı kapsamında işletilen organize toptan elektrik piyasalarının mali uzlaştırma işlemlerini yürütmek,
b) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini belirleyen ilgili mevzuat çerçevesinde dengesizlik hesaplamalarına dair mali uzlaştırma işlemlerini yürütmek,
c) Gün öncesi ve gün içi organize toptan elektrik piyasalarının işletim ve mali uzlaştırma faaliyetini yürütmek,
ç) Kurumun belirlediği usul ve esaslar çerçevesinde piyasa işletim tarifelerini belirleyerek Kuruma sunmak,
d) Lisansı kapsamındaki işlemlerinin yürütülebilmesi için kendisine sağlanan verilerin gizli tutulmasını sağlamak ve ilgili mevzuat hükümlerinde belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde kamuoyu ile paylaşmak,
e) Elektrik enerjisi ve/veya kapasite tedarik eden lisans sahipleri ile serbest tüketicilerin kayıtlarını tutmak,
f) Lisansında belirtilen organize toptan elektrik satış piyasalarında faaliyet gösteren tüzel kişilere merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından verilecek hizmetlerin karşılığında merkezi uzlaştırma kuruluşuna ödenecek bedeli belirlemek,
g) Esas sözleşmesindeki her türlü değişiklikten önce, ilgili değişikliğe ilişkin Kurum onayı almak,
ğ) (Ek:RG-26/12/2014-29217) Kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak,
h) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmidört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002 ve TS 18001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ı) (Ek:RG-23/12/2015-29571) İşlettiği veya mali uzlaştırma işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektik piyasalarına ilişkin piyasa izleme ve buna ilişkin raporlama faaliyetlerini ilgili mevzuat uyarınca yerine getirmek,
ile yükümlüdür.
(4) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) TEİAŞ piyasa işletim lisansı kapsamında dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasasının işletilmesi, ilgili mevzuat uyarınca izlenmesi ve raporlanması ile yükümlüdür.
Dağıtım lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 33 – (1) Dağıtım lisansı, sahibine;
a) Lisansında belirlenen dağıtım bölgesinde dağıtım faaliyetinde bulunma,
b) Kurum tarafından belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde, dağıtım faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyeti yürütme,
c) Genel aydınlatma ve dağıtım sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla kullanılmak üzere elektrik enerjisi satın alma ile sistem teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin gerçekleşmeler nedeniyle fazlasını organize toptan elektrik piyasalarında satabilme,
ç) Dağıtım faaliyetinde kullanılmak üzere, lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde, Kurulca onaylanan yatırım planında ayrıca belirtilmesi ve TEİAŞ’ın uygun görüşünün alınması kaydıyla 154 kV gerilim seviyesinde tesis kurabilme ve işletme,
hakkını verir.
(2) Dağıtım lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Lisansında belirlenen bölgedeki dağıtım gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin sayaçlarının kurulumu, bakımı ve işletilmesi hizmetlerini yürütmek, söz konusu bölgede yer alan sayaçları okumak ve elde edilen verileri ilgili tedarikçilerle ve piyasa işletmecisiyle paylaşmak,
b) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla mevcut kullanıcıların mülkiyetinde olan sayaçları, ilgili mevzuat çerçevesinde devralmak,
c) Lisansında belirtilen bölgedeki dağıtım sistemini, elektrik enerjisi üretimi ve satışında rekabet ortamına uygun şekilde işletmek,
ç) Kurul tarafından onaylanan yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan dağıtım tesislerinin projelerini hazırlamak, gerekli iyileştirme, yenileme ve kapasite artırımı yatırımlarını yapmak ve/veya yeni dağıtım tesislerini inşa etmek,
d) Dağıtım sistemine bağlı ve/veya bağlanacak olan tüm dağıtım sistemi kullanıcılarına ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hizmet sunmak,
e) İlgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda yan hizmetleri sağlamak,
f) Tedarik şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için gerekli olan bilgileri, talep edilmesi halinde sağlamak,
g) İlgili yönetmelik çerçevesinde lisansına kayıtlı olan bölgeye ilişkin talep tahminlerini hazırlamak,
h) Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri doğrultusunda yatırım planlarını hazırlamak ve Kurul onayına sunmak,
ı) Dağıtım hizmetinin Kanunda öngörülen nitelikte verilmesini sağlayacak yatırımları yapmak,
i) OSB dağıtım lisansı sahibi olmayan organize sanayi bölgesinin onaylı sınırları içindeki dağıtım faaliyetini yürütmek,
j) İlgili mevzuat çerçevesinde, sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarları tazmin etmek,
k) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde her yıl, 1 Nisan tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini yayımlamak,
l) Serbest tüketicileri herhangi bir tedarikçiye yönlendirmemek,
m) Serbest tüketicilerin tedarikçilerini değiştirmek istemeleri durumunda ilgili mevzuat çerçevesinde gerekli hizmet ve bilgileri sağlamak,
n) Genel aydınlatma ile teknik ve teknik olmayan kayıplarından dolayı enerji ihtiyaçlarını TETAŞ’tan temin etmek,
o) Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde ilgili tarife tekliflerini Kuruma sunmak,
ö) Bölgesinde yürütülen perakende satış faaliyetlerinde, tüm tedarik lisansı sahibi tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeden dağıtım hizmeti sağlamak,
p) İletim tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
r) Dağıtım sistemine bağlı tüm gerçek ve tüzel kişilere ait kayıtları tutmak, puant talepleri kaydetmek ve sayaç kayıtlarını izlemek,
s) Kurulacak olan üretim tesisinin dağıtım sistemine bağlantısının mümkün olup olmadığı hakkında Kurum tarafından istenen görüşü gerekçeleri ile birlikte süresi içerisinde vermek,
ş) Dağıtım sistemi kayıplarını asgari seviyeye indirmek,
t) Piyasa faaliyeti gösteren diğer tüzel kişilere doğrudan ortak olmamak,
u) Piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere, ortaklık yapısında doğrudan pay sahibi olarak yer vermemek,
ü) Lisanssız elektrik üretim faaliyeti ile ilgili mevzuat kapsamında belirtilen görevleri yerine getirmek,
v) Kurulca belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde dağıtım faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı faaliyetler hariç olmak üzere, dağıtım faaliyeti dışında başka bir faaliyetle iştigal etmemek,
y) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisans alma tarihinden itibaren yirmidört ay içerisinde OSB dağıtım lisansı sahipleri hariç olmak üzere, kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
z) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002, TS 18001 ve TS EN ISO 14001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ile yükümlüdür.
(3) Dağıtım şirketi, lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde, ilgili yönetmelik çerçevesinde genel aydınlatmadan ve bunlara ait gerekli ölçüm sistemlerinin tesis edilmesi ve işletilmesinden sorumludur.
(4) Dağıtım şirketi, iş ve işlemlerinde bağımsız olarak hareket etmek ve karar almak ile yükümlüdür. Dağıtım şirketini kontrol eden gerçek ve/veya tüzel kişiler, dağıtım şebekesinin işleyişine ve yönetimine müdahale edemez.
(5) Dağıtım şirketi ile dağıtım şirketiyle aynı kontrol ilişkisine sahip üretim ve görevli tedarik şirketlerinin yönetim kurulu üyesi, genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticilerin farklı kişilerden oluşturulması zorunludur. Dağıtım şirketinde görevli olan söz konusu yöneticiler, ilgili ana şirketin dağıtım ile perakende satış ve/veya üretim faaliyetlerini birlikte izlemek, koordine etmek, yönetmek, denetlemek gibi amaçlarla veya bu etkileri doğurabilecek şekilde, ilgili ana şirket bünyesinde veya kontrolünde olan şirketlerde oluşturulan; kurul, yönetim kurulu ve benzeri yapılanmalarda görev alamaz.
Tedarik lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 34 – (1) Tedarik lisansı, sahibine;
a) Herhangi bir bölge sınırlaması olmaksızın serbest tüketicilerle, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapabilme,
b) Diğer lisans sahibi tüzel kişilerle elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti faaliyetinde bulunma,
c) Organize toptan elektrik piyasalarında, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapma,
ç) Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden veya ülkelere, Kurul onayı ile elektrik enerjisi ithalatı ve ihracatı faaliyetlerini yapabilme,
hakkını verir.
(2) Tedarik lisansı, görevli tedarik şirketine, birinci fıkrada ve ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) İlgili dağıtım bölgesinde bulunan serbest olmayan tüketicilere Kurul tarafından onaylanan perakende satış tarifeleri üzerinden elektrik enerjisi satışı yapma,
b) İlgili dağıtım bölgesinde, son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi sağlama,
hakkını verir.
(3) Tedarik lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Elektrik enerjisi satışı yapılan serbest tüketiciler ile ilgili bilgileri, TEİAŞ’a veya ilgili dağıtım şirketine vermek,
b) İletim tarifesi ve/veya dağıtım tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
c) Hizmet verilen tüketiciler ile ilgili olarak, bölgesindeki dağıtım şirketinin talep ettiği bilgileri, dağıtım şirketinin ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için gerekli olması koşuluyla, talep tarihinden itibaren 30 gün içinde sunmak,
ile yükümlüdür.
(4) Görevli tedarik şirketi, üçüncü fıkra ve ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde bulunan serbest olmayan tüketicilere Kurul tarafından onaylanan perakende satış tarifeleri üzerinden elektrik enerjisi satışı yapmak,
b) İlgili dağıtım bölgesinde, son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi sağlamak,
c) Piyasada rekabeti kısıtlayıcı veya engelleyici etki doğuran davranış veya ilişkilere girmemek, bu tür davranış veya ilişkilerin tespiti halinde Kurulca öngörülecek tedbirlere uymak,
ç) Lisanssız elektrik üretim faaliyeti ile ilgili mevzuat kapsamında belirtilen görevleri yerine getirmek,
d) Tarife önerilerini, Kurul tarafından belirlenecek usul ve esaslara göre hazırlayarak Kurum onayına sunmak,
e) Her yıl Aralık ayı sonuna kadar gelecek beş yıl için, tahmin ettikleri elektrik enerjisi puant güç taleplerini, ihtiyaç duydukları elektrik enerjisi miktarını, bu miktarın temini için yaptıkları sözleşmeleri ve ilave enerji veya kapasite ihtiyaçlarını Kuruma bildirmek,
f) Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketiciler için temin ettiği elektrik enerjisinin Kurul tarafından her yıl belirlenecek oranı kadarını, TETAŞ’tan temin etmek,
g) İş ve işlemlerinde tüketicilere; ilgili dağıtım şirketinin devamı niteliğinde olduğu izlenimi verebilecek aynı marka, logo ve ana şirket unvanı gibi hususların kullanılmasından ve bu nitelikteki açıklama ve beyanlardan kaçınmak,
ğ) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002 ve TS ISO/IEC 27001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ile yükümlüdür.
(5) Son kaynak tedarik yükümlülüğü bulunan tedarik şirketinin lisansının sona ermesi veya iptali hâlinde, ilgili bölge için son kaynak tedarik yükümlüsü tedarik şirketi, Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) Görevli tedarik şirketleri dışındaki tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler, lisansları kapsamında serbest olmayan tüketicilere elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı yapamazlar.
(7) Tedarik lisansı, TETAŞ’a;
a) Mevcut imtiyaz ve uygulama sözleşmeleri kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilme,
b) (Değişik:RG-9/6/2017- 30091) Elektrik enerjisi mübadele, ithalat ve ihracat anlaşmaları kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilme,
c) İlgili mevzuat kapsamında elektrik enerjisi ve kapasitesi alım ve satımına ilişkin ikili anlaşmalar yapma ve yürütme,
ç) Organize toptan elektrik piyasalarında faaliyette bulunabilme,
d) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Sekizinci fıkranın (a) ve (b) bentlerinde belirtilen yükümlülüklerin karşılanması amacıyla gerekli olan elektrik enerjisi miktarını mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda, Kanunun 27 nci maddesinin yedinci fıkrasına istinaden çıkarılan Bakanlar Kurulu Kararı kapsamında enerji temin etme,
hakkını verir.
(8) Tedarik lisansı kapsamında TETAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Görevli tedarik şirketine, tarifesi düzenlemeye tabi olan tüketiciler için ihtiyaç duyulan elektrik enerjisinin Kurul tarafından her yıl belirlenecek oranı kadarını, toptan satış tarifesinden satmak,
b) Dağıtım şirketlerinin, genel aydınlatma ile teknik ve teknik olmayan kayıplarından dolayı ortaya çıkan enerji ihtiyaçlarını temin etmek,
c) Mevcut sözleşmeler kapsamında imzalanmış olan enerji alış ve satış anlaşmalarını yürütmek,
ç) Satın aldığı elektrik enerjisinin ortalama maliyetini ve üstlenilmiş olan diğer yükümlülükleri yansıtan toptan satış tarife önerisini Kuruma sunmak ve Kurul onayını müteakip eşit taraflar arasında ayrım gözetilmeksizin uygulamak,
d) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Bu fıkranın (a) ve (b) bentlerinde belirtilen yükümlülüklerin karşılanması amacıyla gerekli olan elektrik enerjisi miktarını mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda, Kanunun 27 nci maddesinin yedinci fıkrasına istinaden çıkarılan Bakanlar Kurulu Kararı kapsamında enerji temin etmek,
ile yükümlüdür.
Yükümlülüklerin ertelenmesi, askıya alınması ve kaldırılması
MADDE 35 – (1) Önlisans ve lisans sahibinin ilgili mevzuattan kaynaklanan yükümlülükleri, mücbir sebep hallerinde, etkilendikleri oranda, mücbir sebebin etkileri giderilinceye kadar, Kurul kararıyla ertelenebilir veya askıya alınabilir. Söz konusu yükümlülüklerin yerine getirilemeyeceğinin anlaşıldığı hallerde, Kurul, önlisans ve lisans sahibinin yükümlülüğünün kaldırılmasına da karar verebilir. İletim ve dağıtım faaliyetlerine ilişkin yükümlülüklerin kaldırılması talep edilemez.
(2) Bir olayın mücbir sebep hali sayılabilmesi için; olaydan etkilenen tarafın gerekli özen ve dikkati göstermiş ve tüm önlemleri almış olmasına karşın olayın önlenemeyecek, kaçınılamayacak ve öngörülemeyecek olması ve bu durumun etkilenen tarafın ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmesini engellemesi gerekir.
(3) Aşağıda belirtilen haller, bunlarla sınırlı olmamak kaydıyla, mücbir sebepler olarak kabul edilir:
a) Doğal afetler ve salgın hastalıklar,
b) Savaş, nükleer ve kimyasal serpintiler, seferberlik halleri, halk ayaklanmaları, saldırı, terör hareketleri ve sabotajlar,
c) Grev, lokavt veya diğer memur ve işçi hareketleri.
(4) İlgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerin ertelenmesi, askıya alınması veya kaldırılması kararının verilebilmesi için, lisans sahibinin;
a) Mücbir sebebin başlama tarihini ve mahiyetini,
b) İlgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerine olan etkilerini,
c) Mümkün olması halinde etkilerin tahmini giderilme süresini,
içeren başvurusunu, Kuruma yazılı olarak bildirmesi zorunludur.
(5) Bu madde kapsamındaki talepler, başvuruya ilişkin gerekli bilgi ve belgelerin tamamlanmasından itibaren altmış gün içerisinde Kurul kararı ile sonuçlandırılır.
Lisans kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin devri
MADDE 36 – (1) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibinin lisans kapsamındaki hakları Kuruldan izin almaksızın üçüncü şahıslara devir, temlik ve rehin edilemez. Kurul izni için yapılan başvuru, bu Yönetmeliğin 21 inci maddesi hükümleri uyarınca incelendikten sonra hazırlanan değerlendirme raporu Kurula sunulur ve Kurul kararı ile sonuçlandırılır.
YEDİNCİ BÖLÜM
Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Önlisans Başvurularına İlişkin
Ölçüm Standardı
Rüzgâr ve güneş ölçümlerine ilişkin yükümlülük
MADDE 37 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son üç yıl içinde elde edilmiş en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. Güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son üç yıl içinde elde edilmiş, 6 ayı yerinde olmak üzere, en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. Rüzgâr enerjisine dayalı önlisans başvurusu esnasında Ek-3’te yer alan Rüzgâr Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ve Ek-4’te yer alan Rüzgâr Ölçüm Sonuç Raporunun, güneş enerjisine dayalı önlisans başvurusu esnasında Ek-5’te yer alan Güneş Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ve Ek-6’da yer alan Güneş Ölçüm Sonuç Raporunun Kuruma sunulması zorunludur.
(2) Ölçüm yapılacak sahada bu Bölümde belirtilen ölçüm istasyonunun kurulması için gerekli olan sahaya ilişkin izinlerin alınması ilgili tüzel kişinin sorumluluğundadır. Bu izinler, MGM’ye veya bir Akredite Kuruluşa başvuru yapılmadan önce ilgili tüzel kişi tarafından alınacak ve başvuru dosyasına eklenecektir.
Rüzgâr ve güneş ölçümlerinin sahayı temsil etmesi
MADDE 38 – (1) Ölçüm istasyonu, rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin kurulacağı önlisans başvurusu yapılan santral sahası alanında yer almalıdır. Aynı sahaya birden fazla ölçüm istasyonu kurulmasının talep edilmesi durumunda, ölçüm istasyonlarının birbirini etkilememesi yönündeki düzenleme MGM tarafından yapılır.
Rüzgâr ve güneş ölçüm istasyonlarının yapısı
MADDE 39 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri ile ilgili olarak;
a) Ölçüm istasyonu; rüzgâr hızı sensörü, rüzgâr yönü sensörü, sıcaklık sensörü, basınç sensörü, bağıl nem sensörü ile ölçüm kayıt cihazından oluşur. Rüzgâr ölçüm direğinin yüksekliği minimum 60 metre olmalıdır. Rüzgâr ölçümleri, birisi 30 m, diğeri direğin en üst seviyesinde olmak üzere en az iki seviyede yapılacaktır. Başvuru sahibi bu iki seviyede yapılan ölçümlere ilave olarak farklı seviyelerde de rüzgâr ölçümü yapabilir. Basınç, sıcaklık ve nem ölçümleri ise en az 3 metre yükseklikte yapılacaktır. Başvuru sahibi basınç, sıcaklık ve nem ölçümlerini en az 3 metre yükseklikte yapılan ölçümlere ilave olarak farklı seviyelerde de yapabilir.
b) Yapılan ölçümler, ölçüm verileri üzerinde değişikliğe sebep olacak herhangi bir müdahale olmaksızın çevrimiçi olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa iletilecektir. Veri iletimi, günün belli bir saatinde veri kayıt cihazı tarafından MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun belirleyeceği e-posta adresine veya terminale otomatik olarak gönderilir.
c) Kayıt edilen tüm ölçüm verileri, belli zaman aralıklarında veya ölçüm süresinin sonunda, verileri değiştirecek herhangi bir müdahale olmaksızın orijinal olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa elektronik ortamda sunulacaktır. Bu kapsamda sunulacak verilerin doğruluğundan ve güvenilirliğinden başvuru sahibi sorumludur.
(2) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri ile ilgili olarak;
a) Güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında aşağıdaki esaslar doğrultusunda ölçüm verileri bulundurulur:
1) Önlisans başvurusu kapsamındaki tesisin kurulacağı alandaki güneş ölçüm istasyonunda TS ISO 9060 veya ISO 9060 standardına uygun güneş radyasyon ölçüm sensörü (piranometre) ve güneşlenme süresi sensörü kullanılır. Ölçüm istasyonunda ayrıca sıcaklık sensörü, bağıl nem sensörü, rüzgâr hızı ve rüzgâr yönü sensörü ile ölçüm kayıt cihazı bulunur.
2) 2 ila 5 metre arasında bir yükseklikte kurulan piranometre ile yeryüzünün yatay düzlemindeki bir metrekaresine gelen toplam güneş radyasyonu ölçülür ve dakikalık veya on dakikalık bazda kayıt edilir.
3) 2 ila 5 metre arasında bir yükseklikte kurulan güneşlenme süresi sensörü ile dakikalık olarak yapılan ölçümlerden saatlik toplamlar kaydedilir.
4) Ölçüm istasyonunda kullanılan güneş ölçüm sensörlerinin TS ISO 9060 veya ISO 9060 standardına uygunluk belgesi, güncel kalibrasyon sertifikası ve benzeri belgeler başvuru dosyasında yer alır.
b) Yapılan ölçümler, ölçüm verileri üzerinde değişikliğe sebep olacak herhangi bir müdahale olmaksızın çevrimiçi olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa iletilecektir. Veri iletimi, günün belli bir saatinde veri kayıt cihazı tarafından MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun belirleyeceği e-posta adresine veya terminale otomatik olarak gönderilir.
c) Kayıt edilen tüm ölçüm verileri, belli zaman aralıklarında veya ölçüm süresinin sonunda, verileri değiştirecek herhangi bir müdahale olmaksızın orijinal olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa elektronik ortamda sunulacaktır. Bu kapsamda sunulacak verilerin doğruluğundan ve güvenilirliğinden başvuru sahibi sorumludur.
(3) Bu Bölüm hükümleri kapsamında MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa sunulan veriler ile ticari sır niteliğinde olan bilgilerin saklanması ve korunması, MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun sorumluluğundadır.
Rüzgâr ve güneş ölçümlerine başlama
MADDE 40 – (1) Ek-3’te yer alan Rüzgâr Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ile Ek-5’te yer alan Güneş Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporunu onaylama yetkisi yerinde inceleme yapılması kaydıyla MGM’de veya ilgili Akredite Kuruluşta olup raporun onaylandığı tarih rüzgâr veya güneş ölçümüne başlama tarihi olarak kabul edilir.
(2) Rüzgâr Ölçüm Sonuç Raporu ile Güneş Ölçüm Sonuç Raporu, MGM veya ilgili Akredite Kuruluş ile önlisans başvurusunda bulunacak tüzel kişi tarafından müştereken onaylanır.
Rüzgâr ve güneş ölçüm süresi
MADDE 41 – (1) Rüzgâr veya güneş ölçüm istasyonunda, 37 nci maddenin birinci fıkrası kapsamında en az bir yıllık ölçüm yapılması zorunludur.
(2) Bir yıllık ölçüm süresi içerisinde, işletme ve/veya bakım veya sair nedenlerle veri kaybı yüzde 20’den daha fazla olamaz. Veri kaybının yüzde 20’ye kadar olduğu durumlarda kayıp veriler, mevcut veriler veya faaliyet alanını temsil edebilecek ve MGM tarafından belirlenecek bir veya birkaç meteoroloji istasyonu verilerinden faydalanılarak istatistiksel veri tamamlama yöntemlerinden birisi (enterpolasyon ve benzeri) kullanılarak elde edilir.
(3) Ölçüm verilerinden anormal olduğu değerlendirilen veriler için de, yüzde 20’lik kayıp veri sınırının içinde kalmak kaydıyla, istatistiksel veri tamamlama yöntemlerinden birisi (enterpolasyon ve benzeri) kullanılabilir.
Rüzgâr ölçüm verilerinin kayıt yapısı
MADDE 42 – (1) Rüzgâr ölçüm istasyonlarında beş saniye veya daha kısa sürelerde ölçülen/hesaplanan;
a) Rüzgâr hızı için ortalama, standart sapma, minimum ve maksimum,
b) Rüzgâr yönü için ortalama ve standart sapma,
c) Diğer parametreler için ortalama, minimum ve maksimum
bir veya on dakikalık aralıklarla kayıt edilir.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Mali Hükümler
Lisans bedelleri
MADDE 43 – (1) Piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin Kurum hesabına yatırmak zorunda oldukları ve bir sonraki yıl için geçerli olacak önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedelleri, her yılın Aralık ayının sonuna kadar Kurul tarafından belirlenerek Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
(2) Önlisans ve lisans alma bedelleri faaliyet konularına ve/veya faaliyet büyüklüğüne göre maktu olarak, yıllık lisans bedelleri ise faaliyet konularına ve üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan veya perakende satışı gerçekleştirilen elektrik enerjisi miktarına göre nispi olarak belirlenir ve bu Yönetmelik hükümlerine göre ödenir.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans ve lisans alma, lisans yenileme, önlisans ve lisans sureti çıkartma ile önlisans ve lisans tadili bedelleri peşin olarak ödenir. Aynı tadil başvurusunda farklı konuların bulunması halinde, söz konusu başvuru kapsamında Kurul ve ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılacak tadiller için ayrı tadil bedelleri alınır.
(4) Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için ilgili lisanslara derç edilen tesis tamamlanma tarihini izleyen ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedeli alınmaz.
(5) İlk yıllık lisans bedeli,
a) Üretim lisansları açısından, tesis tamamlanma tarihi ile o yıl 31 Aralık tarihine kadar üretilen elektrik enerjisi miktarına göre hesaplanır. Takip eden yıllar için ise yıllık lisans bedeli, bir önceki yılda üretilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır.
b) Diğer lisanslar açısından, lisans alma tarihi ile o yıl 31 Aralık tarihine kadar, ilgili lisans çerçevesinde faaliyete konu edinilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır. Takip eden yıllar için ise yıllık lisans bedeli, bir önceki yılda ilgili lisans çerçevesinde faaliyete konu edinilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır.
(6) Üretim tesisi, geçici kabulün yapıldığı tarihte tamamlanmış olur.
(7) Yıllık lisans bedelleri;
a) Üretim lisansları için her yılın Şubat, Haziran ve Ekim aylarının,
b) Tedarik lisansları için her yılın Mart, Temmuz ve Kasım aylarının,
c) Dağıtım lisansları için her yılın Nisan, Ağustos ve Aralık aylarının,
ç) TEİAŞ’ın iletim lisansı ve piyasa işletim lisansı ile EPİAŞ’ın piyasa işletim lisansı için Ocak, Mayıs ve Eylül aylarının,
ilk beş iş günü içerisinde üç eşit taksitte Kurum hesabına yatırılır.
(8) Yıllık lisans bedellerinin ödenmesi gereken süre içerisinde Kurum hesabına yatırılmaması durumunda; ödenmesi gereken tutara 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranı uygulanır.
(9) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır. Bu hüküm, kısmi işletmede olan üretim tesisleri için işletmede olmayan ve süre uzatımına konu olan kurulu güç miktarı, kapasite artışları bakımından da kapasite artış miktarı dikkate alınarak uygulanır. Önlisans süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde önlisans alma bedelinin tamamı tadil bedeli olarak alınır.
(10) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Değerlendirmeye alınmış olan önlisans ve lisans başvuruları ile anılan lisansların tadil başvurularının reddedilmesi veya söz konusu başvurulardan vazgeçilmesi halinde, Kuruma ödenmiş olan önlisans veya lisans alma bedelleri ile tadil bedelleri iade edilmez.”
(11) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisansının sona erdirilmesi talebi uygun bulunan tüzel kişi, ikinci fıkra kapsamında ödenmesi gereken yıllık lisans bedelinin ödendiğine ilişkin belgeyi, ilgili Kurul kararında belirtilen süre içerisinde Kuruma sunmakla yükümlüdür.
(12) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Mevzuatın değişikliklerinin ve mevzuat uygulamalarının gerektirdiği tadiller için önlisans ve lisans tadil bedeli alınmaz.
(13) (Ek:RG-24/2/2017-29989) Önlisans veya lisans alma bedelleri ile tadil bedellerinde, başvuruya ilişkin bilgi ve belgelerin tam ve eksiksiz olarak Kuruma sunulduğu tarihte geçerli bedeller esas alınır.
Hesapların ayrıştırılması ve çapraz sübvansiyon yasağı
MADDE 44 – (1) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet gösteren tüzel kişiler;
a) Tarifesi düzenlemeye tabi her faaliyet ve bu faaliyetin lisansı kapsamında sınırlandığı her bölge için,
b) Piyasa faaliyeti ile birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyetin yürütülmesi halinde, piyasa dışı faaliyet için,
ayrı hesap ve kayıt tutmakla yükümlüdür.
(2) Görevli tedarik şirketi, perakende satış faaliyeti ile perakende satış hizmeti için ayrı hesap tutar ve bu hesaplar arasında çapraz sübvansiyon yapamaz.
(3) Görevli tedarik şirketi, hesaplarını Kurul tarafından onaylanan Elektrik Dağıtım Sektörü Düzenleyici Hesap Planına uygun olarak tutmakla yükümlüdür.
(4) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi;
a) Müessesesi, bağlı ortaklığı, iştiraki veya ortağının kendisi ile,
b) Aynı holding ya da şirketler topluluğu çatısı altında yer alan başka bir şirketle,
c) Piyasa faaliyetleri arasında,
ç) Piyasa faaliyetleri ile piyasa dışı faaliyetleri arasında,
çapraz sübvansiyon tesis edemez.
Teminatın iadesi ve irat kaydedilmesi
MADDE 45 – (Başlığıyla Birlikte Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans başvurularında, 12 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat,
a) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Aşağıdaki hallerde ilgili tüzel kişiye iade edilir:
1) (b) bendinin (6) numaralı alt bendi hükmü saklı kalmak üzere, önlisans başvurusundan vazgeçilmesi veya önlisans başvurusunun reddedilmesi.
2) Önlisansın, önlisans sahibi tüzel kişiden kaynaklanmayan bir nedenle sona ermesi veya erdirilmesi.
b) Aşağıdaki hallerde irat kaydedilir:
1) Önlisans sahibinin 20 nci maddede belirtilen süre içerisinde üretim lisansı başvurusunda bulunmaması.
2) Önlisans sahibinin, önlisans süresinde yerine getirmesi gereken yükümlülüklerini süresi içerisinde yerine getirmemesi.
3) Bu fıkranın (a) bendinin (2) numaralı alt bendinde belirtilen durumlar dışında, önlisansın, önlisans sahibi tüzel kişinin talebiyle sona ermesi veya Kurul kararıyla iptal edilmesi.
4) 21 inci madde kapsamında lisans başvurusunun yapılmamış sayılmasına karar verilmesi.
5) Lisans başvurusu değerlendirmeye alındıktan sonra başvurudan vazgeçilmesi veya mücbir sebep halleri ile başvuru sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında bir sebeple başvurunun reddedilmesi.
6) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında TEİAŞ tarafından yapılan yarışma sonucunda bağlantı hakkını elde eden tüzel kişilerin mücbir sebep halleri ile başvuru sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında bir sebeple önlisans başvurusundan vazgeçmesi veya önlisans başvurusunun reddedilmesi.
7) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisansın mücbir sebep halleri dışında sona erdirilmesi veya Kurul Kararı ile iptal edilmesi.
(2) Lisans başvurularında, 20 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat aşağıdaki hallerde iade edilir:
a) Lisans başvurusundan vazgeçilmesi veya başvurunun reddedilmesi halinde.
b) Lisansa konu üretim tesisinin;
1) Tamamının geçici kabulünün yapıldığının tevsiki halinde,
2) Geçici kabulü yapılmayan kısım için 20 nci madde uyarınca belirlenen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydıyla, kısmi geçici kabulünün yapıldığının tevsiki halinde.
(3) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansları ile ilgili olarak, 20 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat, mücbir sebep halleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında;
a) Üretim tesisinin lisansta belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması,
b) Üretim tesisinin kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi,
c) Lisansın, üretim tesisinin geçici kabulü yapılmadan önce herhangi bir nedenle iptal edilmesi,
halinde irat kaydedilir. Bu fıkra hükümleri YEKA için verilen üretim lisansları bakımından sadece mücbir sebep halleri dikkate alınarak uygulanır.
(4) Önlisans veya lisansa derç edilmiş bulunan kurulu gücün düşürülmesi suretiyle önlisans veya lisansın tadil edilmesinin talep edilmesi halinde;
a) Tadil talebinin gerekçesinin mücbir sebep ya da gerekçeleri Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında bulunması durumunda, tadil sonucunda önlisans veya lisansa derç edilecek kurulu güce karşılık gelen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydı ile mevcut teminat iade edilir.
b) (a) bendinde belirtilen haller dışında, Kuruma sunulmuş bulunan teminat önlisans süresince veya üretim tesisinin geçici kabulü yapılıncaya kadar iade edilmez.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisans veya üretim lisansına derç edilmiş kurulu gücün düşürülmesi suretiyle önlisansveya üretim lisansının tadil edilmesinin talep edilmesi halinde, tadil talebinin gerekçesinin mücbir sebepler kapsamında bulunması durumunda, tadil sonucunda önlisans veya üretim lisansına derç edilecek kurulu güce karşılık gelen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydı ile mevcut teminat iade edilir. Bunun dışındaki hallerde teminatın kurulu güç düşümüne konu kısmı irat kaydedilir. YEKA için verilen önlisans ve üretim lisansları için dördüncü fıkra hükümleri uygulanmaz.
Kamulaştırma, irtifak hakkı tesisi, kullanma izni veya kiralama
MADDE 46 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Önlisans, üretim veya dağıtım lisansı sahibi özel hukuk tüzel kişisi, faaliyetiyle doğrudan ilgili olarak;
a) Kamu yararı kararı,
b) İrtifak hakkı tesisi,
c) Kullanma izni,
ç) Kiralama yapılması,
d) Hazineye ait taşınmazlar dışındaki kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazların devir kararının alınması,
e) Mera tahsis amacı değişikliği,
talebiyle Kuruma başvurabilir. YEKA için verilen önlisans ve üretim lisanslarında YEKA Yönetmeliği kapsamında kurulacak fabrika, AR-GE tesisleri ve benzeri için bu fıkra kapsamında talepte bulunulamaz.
(2) Elektrik piyasasında üretim faaliyetinde bulunan önlisans veya dağıtım faaliyetlerinde bulunan lisans sahibi özel hukuk tüzel kişilerinin, önlisans ve lisansa konu faaliyetleri için gerekli olan ve kişilerin özel mülkiyetinde bulunan taşınmazlara ilişkin kamulaştırma talepleri Kurum tarafından değerlendirilir ve uygun görülmesi hâlinde Kurul tarafından kamu yararı kararı verilir. Söz konusu karar çerçevesinde gerekli kamulaştırma işlemleri Kanunun 19 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde sonuçlandırılır.
Tesis varlıklarını teminat altına alma zorunluluğu
MADDE 47 – (1) Lisans sahibi tüzel kişiler, gerçekleştirdikleri faaliyet ile ilgili tesis varlıklarını faaliyet türlerine göre muhtemel risklere karşı korumak amacıyla teminat altına almakla yükümlüdür.
(2) Bu kapsamda lisans sahibi tüzel kişilerin üretim, iletim ve dağıtım tesislerini; doğal afetler, yangın, kaza, hırsızlık, üçüncü şahıslara karşı mali sorumluluk, terör ve sabotaj tehlikelerine karşı teminat altına almaları zorunludur.
(3) Teminat uygulaması;
a) Elektrik iletim tesisleri için TEİAŞ,
b) Elektrik dağıtım tesisleri için TEDAŞ,
c) EÜAŞ bünyesindeki üretim tesisleri, Bağlı Ortaklıklar ile EÜAŞ’ın işletme hakkı devri yoluyla devrettiği üretim tesisleri için EÜAŞ,
tarafından ayrı ayrı hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanan usul ve esaslar çerçevesinde gerçekleştirilir. Hazırlanan usul ve esaslarda teminat altına alma şekli, uygulanacak teminat bedeli, muafiyet gibi maliyete etki edecek unsurlara yer verilir.
(4) Lisans sahibi tüzel kişiler diğer tehlikeleri de teminat altına alabilirler. Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin, ikinci fıkrada belirtilen tehlikeler dışındaki tehlikeleri teminat altına almalarından kaynaklanan maliyetleri tarifelere yansıtabilmeleri Kurul onayıyla mümkündür.
(5) Uluslararası anlaşmalar kapsamında kurulan üretim tesisleri için, ilgili anlaşmada söz konusu tesisin teminat altına alınmasının öngörülmüş olması halinde, bu madde hükmü söz konusu tesislere uygulanmaz.
Hizmet alımı
MADDE 48 – (1) Lisans sahibi tüzel kişiler, lisansları kapsamındaki faaliyetlerle ilgili olarak hizmet alımı yapabilirler.
(2) Dağıtım şirketleri, lisansları kapsamındaki faaliyetlerle ilgili olarak;
a) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin belirlenmesi,
b) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) SCADA’nın işletilmesi ile ilgili mevzuat uyarınca proje onayı ve kabul işlemleri, üretim ve tüketim tesislerinin dağıtım sistemine bağlantısı ile ilgili görüşlerin verilmesi ve 21/12/2012 tarihli ve 28504 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Dağıtımı ve Perakende Satışına İlişkin Hizmet Kalitesi Yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerin yerine getirilmesi,
c) Yapım işleri ile mal ve hizmet alımı işlerinde, ihale dokümanlarının hazırlanması ve tekliflerin değerlendirilmesi gibi yüklenici ve/veya tedarikçi ile sözleşme imzalanmasına kadar olan sürece ilişkin işlemlerin yapılması,
ç) Tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri dışında, tüketici hizmetleri merkezlerinin iş ve işlemleri,
konularında hizmet alımı yapamaz.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Görevli tedarik şirketleri;
a) Faturalandırma ve tahsilat işlemleri ile tüketici hizmetleri merkezlerinin tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri için,
b) Nüfusu elli binin altında olan ilçelerde tüketici hizmetleri merkezlerinin tüm faaliyetleri için,
hizmet alımı yapabilirler. Görevli tedarik şirketleri hizmet alımına ilişkin uygulamasını, her yıl, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan nüfus sayılarını esas alarak takip eden yılın sonuna kadar bu fıkra hükmüne uygun hale getirir.
(4) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri, bu madde kapsamındaki hizmet alımlarını dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması çerçevesinde belirlenen ve bu Yönetmelik ile ilgili diğer mevzuatta yer alan düzenlemelere aykırı olmamak koşuluyla yapabilirler.
(5) Bu madde kapsamında düzenlenen hizmet alımı, ilgili lisans sahibi tüzel kişinin lisanstan kaynaklanan yükümlülüklerinin devri anlamına gelmez.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Diğer Hükümler
Görüş talebi
MADDE 49 – (1) İlgili mevzuatın uygulanmasında ortaya çıkan belirsizliklerin ya da yorum farklılıklarının giderilmesi amacıyla Kuruma başvurulabilir.
Piyasa kısıtı
MADDE 50 – (1) Herhangi bir gerçek veya özel sektör tüzel kişisinin kontrol ettiği üretim şirketleri aracılığıyla üretebileceği toplam elektrik enerjisi üretim miktarı, bir önceki yıla ait yayımlanmış Türkiye toplam elektrik enerjisi üretim miktarının yüzde yirmisini geçemez.
(2) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Tedarik lisansı sahibi özel sektör tüzel kişilerinin, üretim lisansı sahibi tüzel kişilerden, ithalat faaliyetinde bulunan diğer tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerden ve ithalat kapsamında satın alacağı elektrik enerjisi miktarı toplamı, bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez. Ayrıca, söz konusu özel sektör tüzel kişilerinin nihai tüketiciye satışını gerçekleştireceği elektrik enerjisi miktarı da bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez. Ancak görevli tedarik şirketinin lisanssız elektrik üretimine ilişkin ilgili mevzuat kapsamında satın almakla yükümlü olduğu enerji miktarı, bu oranların hesabında dikkate alınmaz.
(3) Kanunun geçici 7 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamındaki lisans sahipleri, bir takvim yılı içinde lisanslarına kayıtlı olan yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının en fazla yüzde yirmisini piyasada satabilir. Arz güvenliği açısından ihtiyaç duyulacak hâllere münhasır olmak üzere, bu oran Bakanlık görüşü alınarak Kurul tarafından artırılabilir. Ancak bu fıkra kapsamında lisans verilen tüzel kişilerden yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretimi yapan tüzel kişilerce dengeleme ve/veya acil durumların giderilmesi amaçlı yük alma ve yük atma talimatları sonucu sisteme verilen fazla ve üretilmeyen eksik elektrik enerjisi miktarları, söz konusu oranın hesabında dikkate alınmaz.
Dolaylı pay sahipliği
MADDE 51 – (1) Ortaklık yapısında en az bir tüzel kişi ortağın varlığı halinde dolaylı pay sahipliği ilişkisine bakılır. Dolaylı pay sahipliğinin tespitinde aşağıdaki esaslar uygulanır;
a) Bir tüzel kişinin dolaylı pay sahipliği oranının tespitinde söz konusu tüzel kişinin beyanı esas alınır.
b) Bir gerçek kişiye ait dolaylı pay sahipliğinin belirlenmesinde, bu gerçek kişi ile eşi ve çocuklarına veya bu kişilerin ayrı ayrı veya birlikte sermayesini veya yönetimini kontrol ettikleri ortaklıklara ait paylar birlikte dikkate alınır. Tüzel kişiye ait dolaylı pay sahipliğinin belirlenmesinde de tüzel kişiye ait paylar ile bu kişinin sermayesini veya yönetimini kontrol ettikleri ortaklıklara ait paylar birlikte hesaplanır.
c) Lisans sahibi veya lisans başvurusunda bulunmuş bir tüzel kişiyi kontrol eden gerçek veya tüzel kişilerden her birinin, o tüzel kişilikte yüzde yüz oranında dolaylı paya sahip olduğu kabul edilir.
(2) Kamu iktisadi teşebbüsleri ve bağlı ortaklıklarında dolaylı pay sahipliği ilişkisi aranmaz.
Raporlama
MADDE 52 – (1) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
(2) Üretim faaliyeti göstermek üzere lisans almış tüzel kişiler, tesis tamamlanma tarihine kadar gerçekleştirdikleri faaliyetler hakkında Kuruma her yılın Temmuz ve Ocak ayları içerisinde sırasıyla yılın ilk ve ikinci yarısındaki gerçekleşmeleri Kurumca belirlenen şekle uygun ilerleme raporunda sunmakla yükümlüdür. Söz konusu yükümlülük; lisansın verildiği tarih ile bu tarihi takip eden ilk ilerleme raporu dönemi arasının 90 günden fazla olması halinde içinde bulunulan dönemde, aksi takdirde bir sonraki dönemde başlar.
(3) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Kurum tarafından talep edilmesi halinde dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri, hukuki ayrıştırma çerçevesinde bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat kapsamında öngörülen düzenlemelere uygunluk sağlamak için aldıkları tedbirleri, kanıtlayıcı bilgi ve belgeleri ile birlikte, Kurum tarafından belirlenen formata uygun olarak Kuruma bildirmekle yükümlüdür. Kurum tarafından yıl içerisinde yapılan izleme faaliyetleri ile söz konusu bildirimler birlikte değerlendirilerek, ihtiyaç olması halinde hukuki ayrıştırmanın etkin bir şekilde uygulanması için alınması gereken ek tedbirler Kurula sunulur.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibi tüzel kişiler, faaliyetlerine ilişkin Kuruma yapacakları bildirimleri 27/5/2014 tarihli ve 29012 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Yönetmeliği hükümlerine göre yapar.
İzleme
MADDE 53 – (1) Elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüzel kişilerin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının izlenmesi Kurum tarafından yapılır. Kurum tarafından yapılacak izlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.
İnceleme ve denetim
MADDE 54 – (1) Elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüzel kişilerin Kanun kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının inceleme ve denetimi Kurum tarafından yapılır.
(2) Kurum, birinci fıkra kapsamındaki inceleme ve denetim yükümlülüğü ile ilgili olarak, sonuçları itibarıyla Kurum açısından bağlayıcı olmayacak ve yaptırım içermeyecek şekilde inceleme, tespit ve raporlama yapmak üzere yetkilendireceği şirketlerden ilgili mevzuata uygun bir şekilde hizmet satın alabilir.
(3) Kanun kapsamında tanımlanan elektrik dağıtım şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının periyodik inceleme ve denetimi, Bakanlık tarafından yapılır. Ancak, periyodik inceleme ve denetim dışında, Kurum tarafından gerekli görülmesi halinde, Kanunun 9 uncu ve 16 ncı maddeleri çerçevesinde, dağıtım şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının inceleme ve denetimi, Kurum tarafından yapılabilir.
Gizlilik
MADDE 55 – (1) Kurum, yayımlanması halinde önlisans veya lisans sahibinin ticari ilişkilerine zarar verebilecek bilgi veya belgeleri;
a) Adli mercilerin,
b) Bilgi Edinme Değerlendirme Kurulunun,
kararları hariç olmak üzere, açıklayamaz.
(2) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler; piyasada faaliyet gösteren önlisans veya lisans sahibi diğer tüzel kişiler, bunların müşterileri veya tedarikçileri hakkında, piyasa faaliyetleri veya başka bir yolla sahip oldukları ve açıklandığı takdirde ticari ilişkilere zarar verebilecek;
a) Gizli rekabet bilgileri,
b) Ticari sırlar,
gibi bilgileri gizli tutmak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları olan tüzel kişiler dahil, üçüncü şahıslara açıklamamakla yükümlüdür.
(3) Lisansı sona eren veya lisansı iptal edilen bir tüzel kişi, ticari ilişkileri nedeniyle elde etmiş olduğu diğer tüzel kişilere ait ikinci fıkra kapsamındaki bilgileri, beş yıl süreyle gizli tutmakla yükümlüdür.
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 56 – (1) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile ilgili tüzel kişilerin, bağlantı ve sistem kullanım anlaşması hükümlerinin uygulanması veya anlaşma hükümlerinde yapılacak değişiklikler üzerinde mutabakata varamamaları halinde oluşan ihtilafların çözümü için öncelikle Kuruma başvuruda bulunabilirler. Söz konusu başvuru, Kurul tarafından ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda ve başvuru tarihinden itibaren altmış gün içerisinde sonuçlandırılır.
(2) Bir acil durum bildiriminde, TEİAŞ’ın piyasa işleyişine acil durumun gerektirdiğinden daha fazla müdahale ettiği ve/veya alınan önlemleri gereğinden daha fazla süreyle uyguladığını ileri süren lisans sahibi bir tüzel kişi öncelikle TEİAŞ’a başvuruda bulunur. TEİAŞ’a yapılan başvuruya otuz gün içerisinde cevap verilmemesi veya verilen cevabın söz konusu şikayetleri gidermemesi durumunda tüzel kişi Kuruma başvurabilir.
(3) Kurul, Mevcut Sözleşmelere ilişkin olarak, Kanun hükümleri uyarınca rekabetçi piyasaya geçişi kolaylaştıracak hususlarda, taraflarca değerlendirilmek üzere değişiklik önerilerinde bulunabilir ve mevcut sözleşmelerin ihtilafların halline ilişkin hükümlerini ihlal etmemek kaydıyla, bu sözleşmelere ilişkin herhangi bir resmi ihtilaf halli sürecinin başlatılmasından önce, ihtilafların halli için arabuluculuk yapabilir.
Pay devirleri
MADDE 57 – (1) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Lisans alınıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri dışında önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, paylarının devri veya payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemler yapılamaz. Bu hüküm;
a) Halka açık olan payları ile sınırlı olmak üzere, halka açık tüzel kişilere ve halka açık tüzel kişi ortağı bulunan tüzel kişinin, söz konusu ortağının halka açık olan paylarından kaynaklanan ortaklık yapısı değişikliklerine,
b) Uluslararası antlaşmalar kapsamında kurulması öngörülen tesisler için önlisans verilen tüzel kişilere,
c) Önlisans sahibi bir tüzel kişinin ortaklık yapısında, yurt dışında kurulmuş olan ortakların ortaklık yapılarında oluşan değişiklikler sebebiyle gerçekleşen dolaylı pay sahipliği değişikliklerine,
ç) Önlisans sahibi tüzel kişi ile bu tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı tüzel kişi ortaklarının paylarının halka arz edilmesi kapsamında, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında oluşacak doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
d) Pay sahiplerinin rüçhan haklarının kullanımına bağlı olarak önlisans sahibi tüzel kişinin mevcut ortakları arasında oluşan pay değişiklikleri sebebiyle, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
e) Önlisans sahibi tüzel kişinin önlisansına derç edilmiş tüm dolaylı pay sahiplerinin pay oranları değişmeksizin doğrudan ortak haline gelmesi sonucunu doğuran değişiklikler ile tüm doğrudan pay sahiplerinin pay oranları değişmeksizin dolaylı pay sahibi haline gelmesi sonucunu doğuran değişikliklere,
f) Özelleştirme programında yer alan önlisans sahibi tüzel kişinin kamu uhdesindeki paylarının satış veya devri nedeniyle ilgili önlisans sahibi tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısında oluşan değişikliklere,
g) Önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında doğrudan veya dolaylı paya sahip mevcut ortakları arasında ilgili önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrol değişikliği oluşturmayacak şekilde yapılan doğrudan veya dolaylı pay değişikliklerine,
ğ) Sermayesinin yarısından fazlası doğrudan veya dolaylı olarak kamu kurum ve kuruluşlarına ait olan önlisans sahibi tüzel kişilerin ortaklık yapısında, kamu kurum ve kuruluşu niteliğini haiz ortak dışında yeni ortak alınmamak kaydıyla, sermaye artışı ve/veya ortakların değişmesinden kaynaklanan doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
h) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri kapsamında, önlisans sahibi tüzel kişi ile bu tüzel kişinin doğrudan ve dolaylı tüzel kişi ortaklarının kendi paylarını iktisap etmesi sonucu, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
ı) Yurt dışında kurulmuş tüzel kişilerce veya bu tüzel kişilerce kontrol edilen ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu kapsamında kurulmuş tüzel kişiler tarafından, yurt dışı kaynak kullanılması suretiyle önlisans sahibi tüzel kişilikte gerçekleştirilen doğrudan veya dolaylı pay edinimlerine,
i) Önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında doğrudan veya dolaylı paya sahip olan ve eşler ile aralarında birinci derece kan hısımlığı bulunan gerçek kişiler arasında yapılan pay devirleri sonucunda söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
j) Tasarruf Mevduatı Sigorta Fonu tarafından yönetimine el konulan önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
uygulanmaz.
(2) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde on veya daha fazlasını temsil eden payların, halka açık şirketlerde ise yüzde beş veya daha fazlasını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi ile yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişmesi sonucunu veren pay devirleri veya bu sonucu doğuran diğer işlemler ile tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi tüzel kişilerin payları üzerinde rehin tesis edilmesi ile bu tüzel kişilere ilişkin hesap rehni tesis edilmesi, her defasında onaya tabidir. Piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişilerin ortaklık yapılarında, yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak, ayrıca, her türlü doğrudan pay değişiklikleri onaya tabidir. Onay, tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişiler için Kurul, diğerleri için ilgili ana hizmet birimi tarafından verilir. Onay verildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde, pay devri tamamlanmadığı takdirde, verilen onay geçersiz olur. Pay devrinin tamamlanma tarihinden itibaren 3 (üç) ay içerisinde lisans tadil talebinde bulunulması zorunludur. Bu fıkra hükmü halka açık olan payları ile sınırlı olmak üzere, halka açık tüzel kişilere ve halka açık tüzel kişi ortağı bulunan tüzel kişinin, söz konusu ortağının halka açık olan paylarından kaynaklanan ortaklık yapısı değişikliklerine uygulanmaz. Sekizinci fıkra hükmü saklı kalmak kaydıyla, bu fıkra kapsamında onay alınmasını gerektirmeyen diğer değişikliklerin Kuruma bildirilmesi ve bu değişiklikler için gerekmesi halinde, değişiklik tarihinden itibaren 6 (altı) ay içerisinde lisans tadil talebinde bulunulması zorunludur.
(3) Onay, payı devralan gerçek veya tüzel kişinin, lisans başvurusu sırasında tüzel kişinin ortakları için aranan şartları taşıması kaydıyla verilir.
(4) Pay devri için yapılacak başvurular, Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgelerin ibraz edilmesi suretiyle yapılır.
(5) Kurum, onay için değerlendirme sırasında ihtiyaç duyacağı ilave bilgi ve belgeleri pay devrine taraf olan gerçek veya tüzel kişilerden isteyebilir.
(6) Yabancı uyruklu kişiler için bu madde hükümleri kıyasen uygulanır.
(7) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarında ikinci fıkra kapsamındaki işlemler lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Bakanlıktan yazılı onay alınması kaydıyla Kurul tarafından karara bağlanır.
(8) (Ek:RG-15/12/2017-30271) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişiler hariç olmak üzere, lisans sahibi bir tüzel kişinin yurtdışında yerleşik tüzel kişi ortağının ortaklık yapısındaki değişikliklerden kaynaklanan dolaylı ortaklık yapısı değişikliği ile söz konusu yurtdışında yerleşik tüzel kişi vasıtasıyla ilgili lisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişikliğine neden olan veya bu sonucu doğuran işlemler için en geç bir yıl içerisinde Kuruma bilgi verilmesi ve bu değişiklikler için gerekmesi halinde bilgi verildiği tarihten itibaren 6 (altı) ay içerisinde lisans tadil talebinde bulunulması zorunludur.
Bildirimler
MADDE 58 – (1) Kurumca bu Yönetmeliğe göre yapılacak her türlü tebligat hakkında 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümleri uygulanır, ancak ilanen yapılacak tebligatlar Resmî Gazete’de yayımlanır.
Birleşme ve bölünme
MADDE 59 – (1) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibinin kendi veya diğer bir tüzel kişi bünyesinde tüm aktif ve pasifleri ile birlikte birleşmek istemesi halinde, birleşme işlemi hakkında, birleşme işlemi gerçekleşmeden önce, Kurul onayı alınması zorunludur.
(2) Lisans sahibi bir tüzel kişinin tam veya kısmi olarak bölünmek istemesi halinde, bölünme işlemi hakkında, bölünme işlemi gerçekleşmeden önce, Kurul onayı alınması zorunludur.
(3) Birleşme ve bölünmeye ilişkin başvurularda, başvuru dilekçelerine eklenecek bilgi ve belgelere ilişkin açıklamalar; başvuru formunda veya Kurulca onaylanan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi” nde yer alır.
(4) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı, tüketicilerin hak ve alacaklarını ihlal eden hükümler ile lisans sahibi tüzel kişinin yükümlülüklerini kaldıran hükümler içeremez. Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağında, asgari olarak, birleşme veya bölünme sonrası hangi tüzel kişi ya da kişilerin hükmi şahsiyetinin sona ereceğine yer verilir.
(5) Birleşme veya bölünme izni için Kuruma yapılan başvurularda aşağıdaki bilgi ve belgeler istenir;
a) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı,
b) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri,
c) Devralan tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası esas sözleşme taslağı,
ç) Birleşme veya bölünmeden beklenen amaçları değerlendiren bir rapor.
d) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Bakanlıktan alınacak yazılı onay.
(6) Devralan tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası oluşan sermayesinin, bu Yönetmelikte öngörülen sermaye koşulunu sağlaması zorunludur.
(7) İzin verildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde, birleşme veya bölünme işlemi tamamlanmadığı takdirde, verilen izin geçersiz olur. Bu durumda, Kurul kararı ile yeniden izin almaksızın birleşme işlemlerine devam olunamaz.
(8) Kurul onayı, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla verilir.
(9) Birleştirme veya bölünme işlemine onay verilmesine ilişkin Kurul kararı, ilgili kurum veya kuruluşlara bildirilir.
(10) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Birleşme veya bölünmeye onay verilmesi kararında herhangi bir yükümlülüğe yer verilmesi halinde söz konusu yükümlülüğün yerine getirilmesi için süre tayin edilir. Süresi içerisinde yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni üretim lisansı verilir. Yükümlülüklerin mücbir sebep halleri dışında öngörülen süre içerisinde yerine getirilememesi halinde onay işlemi Kurul kararıyla iptal edilir.
(11) (Ek:RG-22/10/2016-29865) DSİ tarafından yeniden yapılan havza planlamaları çerçevesinde, birden fazla projenin kotunun ve/veya sahasının kısmen veya tamamen değişmesine bağlı olarak Kurul tarafından uygun bulunması halinde, önlisans sahibi tüzel kişilerin bu madde kapsamındaki birleşme veya bölünme taleplerine izin verilebilir.
Araştırma ve geliştirme faaliyetleri
MADDE 60 – (1) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri yapmak isteyen tüzel kişiler,
a) 28/2/2008 tarihli ve 5746 sayılı Araştırma ve Geliştirme Faaliyetlerinin Desteklenmesi Hakkında Kanun kapsamında almış oldukları,
b) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri için ulusal ve uluslararası kuruluşlar tarafından verilen,
c) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri yapmak üzere 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında alınmış olan,
belgelerden biri ile yapacağı tesisin şebekeyi olumsuz etkilememesi için gerekli önlemleri alacağını ve şebekeye verilebilecek zararları tazmin edeceğini taahhüt eden belgeyi Kuruma sunar. Söz konusu faaliyet için yapılacak tesisin bağlantı görüşünün TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi ilgili tüzel kişi tarafından olumlu bulunması ve bu tesisten üretilecek olan elektriğin ticarete konu olmaması ve 10 MW kurulu gücü geçmemesi kaydıyla bu faaliyete Kurul kararı ile izin verilir. Kurul kararı ile verilen belgede, tesisin kurulu gücü, teknolojisi, kaynağı, faaliyet süresi gibi hususlar yer alır. Söz konusu faaliyetin ticarete konu olması durumunda lisans alınması zorunludur.
(2) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Kanunla kurulmuş araştırma kurumları ile 28/3/1983 tarihli ve 2809 sayılı Yükseköğretim Kurumları Teşkilatı Kanununda düzenlenen yüksek öğretim kurumlarının, bilimsel araştırma geliştirme ve eğitim faaliyetleri kapsamında aynı dağıtım bölgesinde olmak, kendi ihtiyaçlarını karşılamak ve azami 10 MW kurulu gücü geçmemek kaydıyla yerleşkelerinde nükleer, yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesisi kurmak amacıyla tek başına kontrol ettiği anonim ya da limited şirketler vasıtasıyla yapacakları önlisans başvurularında 12 nci maddenin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bendi hükümleri uygulanmaz. Üniversitelerin bünyesinde 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında kurulan Teknoloji Geliştirme Bölgelerinin elektrik enerjisi tüketimi kendi ihtiyacı sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 61 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarih itibariyle, 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
ONUNCU BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yerleşim alanları dışında üretim tesislerinden enerji sağlanması
GEÇİCİ MADDE 1 – (Değişik:RG-26/12/2014-29217)
(1) Dağıtım ve perakende satış hizmetlerinin sağlanamadığı gerekçesiyle Kuruma başvuruda bulunulması halinde, yerleşim alanları dışında yer alan üretim tesislerinde, üretim faaliyetini tamamlayan ve/veya gereği olan faaliyetler ile üretim faaliyeti sonucu oluşan yan ürünlere ilişkin faaliyetlerin diğer tüzel kişiler tarafından söz konusu üretim tesislerine entegre şekilde yürütülebilmesi için üretim tesislerinden elektrik enerjisi sağlanmasına söz konusu hizmetlerin ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından sağlanabileceği tarihe kadar izin verilebilir.
Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gereken kararın sunulması
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Mülga Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 40 ıncı maddesi çerçevesinde ilgili tüzel kişilere tanınan haklar saklıdır.
Güneş enerjisine dayalı başvurular
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) 31/12/2013 tarihine kadar iletim sistemine bağlanacak YEK Belgeli güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin toplam kurulu gücü 600 MW’dan fazla olamaz.
(2) 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6/C maddesinin beşinci fıkrası kapsamında güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvurularında, başvuruya konu her bir üretim tesisinin kurulu gücü 50 MW’ı geçemez.
Hukuki ayrıştırma kapsamında hizmet alımı
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Görevli tedarik şirketi, 1/1/2013 tarihinden itibaren, kısmi bölünme ve diğer devir işlemlerinin tamamlandığı tarihe kadar, ilgili mevzuat kapsamında sunmakla yükümlü olduğu hizmetleri dağıtım şirketinden hizmet alımı yoluyla temin eder. Ancak bu fıkra kapsamındaki hizmet alımı 6 (altı) aydan fazla olamaz. Bu süre, özelleştirme kapsamında olan görevli tedarik şirketleri için 12 (oniki) ay olarak uygulanır.
(2) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, birinci fıkrada belirtilen hizmet alımı süresince, lisansları kapsamında perakende satış ve perakende satış hizmeti faaliyetlerini de yürütebilirler.
(3) Görevli tedarik şirketlerinin faaliyetlerini sürdürebilmek için ihtiyaç duydukları yönetim ve destek hizmetlerine (muhasebe, finans, hukuk, insan kaynakları gibi) ait birimler, kendileri tarafından oluşturulur veya bu hizmetler, hizmet alımı yoluyla karşılanabilir. Dağıtım şirketleri, bu hizmetlere ilişkin alımlarını, 1/1/2016 tarihinden itibaren ilgili ana şirketten ve bu şirketin kontrolünde olan şirketlerden temin edemezler.
(4) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik satış şirketleri, 1/1/2016 tarihinden itibaren farklı fiziksel ortam ve bilgi sistemleri alt yapısı kullanarak hizmet verirler.
Aynı yerde faaliyette bulunmak üzere yapılan lisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce aynı yerde faaliyette bulunmak üzere yapılan ve duyuru süresi tamamlanmış, piyasada, doğal gaz piyasasında ve petrol piyasasında önlisans ve lisans başvurularının olması halinde aşağıda yer alan esaslar çerçevesinde değerlendirme yapılır:
a) Uluslararası andlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yerde veya piyasada nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilen sahada faaliyet göstermek üzere piyasada ya da petrol veya doğal gaz piyasalarında yapılan önlisans ve lisans başvuruları her aşamada reddedilir.
b) Duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerin uluslararası andlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yer olmaması veya nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilmemesi, ancak duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde faaliyette bulunmak üzere, piyasada üretim faaliyeti göstermek üzere başka önlisans başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması halinde, duyuru konusu yerde hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir;
1) Önlisans veya lisans başvurularından doğal gaz piyasasında yeraltı doğal gaz depolama, piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı önlisans, doğal gaz piyasasında sıvılaştırılmış doğal gaz tesisinde yapılacak depolama, petrol piyasasında rafinerici, piyasada doğal gaza dayalı önlisans ve petrol piyasasında depolama lisansı başvurularına sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde öncelik verilen önlisans veya lisans başvurusu ya da başvuruları dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
c) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde Kurul kararıyla piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti gösterilmesi yönünde karar alınması ve piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti göstermek üzere birden fazla önlisans başvurusu olması halinde, hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir:
1) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin kaynağı ya da yakıt cinsi dikkate alınarak yerli kömür, ithal kömür ve yenilenebilir enerji kaynağına dayalı başvurulara sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü kapsamında piyasada farklı yenilenebilir enerji kaynağına dayalı birden fazla başvuru olması halinde, lisanslama sürecinin devam edeceği başvurunun belirlenmesinde sırasıyla jeotermal, hidrolik, rüzgar ve güneş enerji kaynaklarına dayalı başvurulara öncelik verilir.
3) (2) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde belirlenen ilk sıradaki başvuru dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
ç) (Mülga:RG-23/12/2015-29571)
Tesis sahalarının değiştirilmesi
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) Piyasaya ilişkin yapılan başvurularla ilgili olarak, geçici 5 inci madde çerçevesinde başvurusu reddedilen tüzel kişilerden, başvurunun reddedildiğinin ilgili tüzel kişiye tebliğ edildiği tarihten itibaren otuz gün içerisinde başvuru sahibinin, başvuruya konu üretim tesisi sahasının değiştirilmesini talep etmesi ve talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması halinde, yeni sahada kurulacak üretim tesisi için ilgili tüzel kişiye önlisans verilebilir.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce verilen üretim lisansına konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması ve bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi halinde, söz konusu lisansta gerekli tadiller yapılabilir.
Otoprodüktör lisanslarının üretim lisansına dönüştürülmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak Kanunun yayımı tarihinden itibaren altı ay içerisinde resen ve lisans alma bedeli alınmaksızın üretim lisansı verilir. Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten sonra Kuruma otoprodüktör lisansı başvurusunda bulunulamaz.
Mevcut lisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 8 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurumca henüz sonuçlandırılmamış olan;
a) Üretim ve otoprodüktör lisansı başvuruları, önlisans başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelikte düzenlenen önlisans başvurularına ilişkin düzenlemeler çerçevesinde,
b) Toptan ve perakende satış lisansı başvuruları, tedarik lisansı başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelikte düzenlenen lisans başvurularına ilişkin düzenlemeler çerçevesinde,
sonuçlandırılır.
(2) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibariyle uygun bulma kararı verilmiş olan üretim lisansı başvuruları ile ilgili olarak;
a) Uygun bulmaya ilişkin Kurul kararında belirtilen yükümlülüklerini yerine getirmesi için öngörülen süresi sona ermiş olanlardan, mücbir sebep ile Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında kalan sebeplerle, söz konusu yükümlülüklerini süresi içerisinde tamamlamamış olan tüzel kişilerin başvuruları reddedilerek başvuru aşamasında sunulmuş olan teminatları irat kaydedilir.
b) (a) bendi kapsamındaki tüzel kişiler hariç olmak üzere, diğer tüzel kişilerin uygun bulmaya ilişkin Kurul kararları kaldırılarak bu kişilerin başvuruları önlisans başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin tamamlanması için ilgili tüzel kişilere doksan günlük süre verilir. İlgili tüzel kişinin, bu süre içerisinde de yükümlülüklerini tamamlayamaması veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir ve ilgili başvuru kapsamında Kuruma sunulan teminat mektubu iade edilir.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, başvuru ile değerlendirme aşamasında olan üretim lisansı başvuruları, önlisans başvurusu olarak kabul edilir ve söz konusu başvurular, bu Yönetmelik hükümlerine göre sonuçlandırılır. Önlisans başvurusunun değerlendirmesinin sonuçlandırılabilmesi için, başvuru sahibi tüzel kişinin, 15 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamında bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki görüşleri kabul ve taahhüt ettiğine ilişkin belgeyi Kuruma sunma tarihinden veya söz konusu görüşleri kabul ve taahhüt etmiş sayıldığı tarihten sonra, başvuru sahibi tüzel kişiye bildirimde bulunulur. Bu bildirimde, başvuru sahibi tüzel kişiye, bildirimden itibaren doksan gün içerisinde, 12 nci maddenin beşinci fıkrası kapsamında belirlenecek olan yükümlülükleri tamamlaması koşuluyla Kurul kararıyla önlisans verileceği bildirilir. İlgili tüzel kişinin, bu süre içerisinde yükümlülüklerini tamamlayamaması veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir ve ilgili başvuru kapsamında Kuruma sunulan teminat mektubu iade edilir.
Tedarik lisansı verilmesi
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla toptan veya perakende satış lisansı sahibi olan tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak resen ve bedel alınmaksızın, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren Kurul kararıyla tedarik lisansı verilir.
Kamulaştırma işlemleri
GEÇİCİ MADDE 10 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurul tarafından kamulaştırma kararı veya 2942 sayılı Kanunun 30 uncu maddesine göre devir kararı alınmış olan elektrik üretim ve dağıtım tesisleri için gerekli olan taşınmazların kamulaştırılması ve devir işlemleri Kurum tarafından sonuçlandırılır.
Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere lisans verilmesi
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere, mevcut sözleşmelerindeki hak ve yükümlülüklerle ve sözleşme süresi ile sınırlı olmak kaydıyla, mevcut üretim lisansı başvuruları esas alınarak, Kanunun yürürlük tarihinden itibaren bir yıl içerisinde ve lisans alma bedeli alınmak suretiyle, ilgili mevzuat kapsamında resen üretim lisansı verilir. Bu kapsama giren tüzel kişilerden, gerekmesi halinde, lisans verilmesine esas teşkil eden bilgileri güncellemeleri istenir.
Hizmet alımına ilişkin sürenin başlangıcı
GEÇİCİ MADDE 12 – (1) 48 inci madde kapsamında öngörülen hizmet alımına ilişkin düzenlemeler, 1/1/2014 tarihinden itibaren yürürlüğe girer.
Sisteme erişim ve sistem kullanım hakları
GEÇİCİ MADDE 13 – (Mülga:RG-28/1/2014-28896)
Daha önce uygun bulma kararı alınmış rüzgâr başvurularının sonuçlandırılması
GEÇİCİ MADDE 14 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim faaliyeti için yapılmış lisans başvurularından Kurul kararı ile lisans verilmesi uygun bulunmuş, ancak uygun bulma kararında belirtilen yükümlülüklerini yerine getiremediğinden dolayı, 2/8/2013 tarihinden önce lisans başvurusu reddedilmiş tüzel kişilerin 2/8/2013 tarihinden itibaren bir ay içinde Kuruma başvurması ve TEİAŞ veya elektrik dağıtım şirketleri tarafından uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiğinin tevsik edilmesi hâlinde bu kapsama giren tüzel kişilerin başvuruları önlisans başvurusu olarak kabul edilir ve Kanunda belirtilen yükümlülükleri tamamlamaları koşuluyla ilgili tüzel kişilere önlisans verilir. Bu madde kapsamında başvuran tüzel kişilerin daha önce irat kaydedilmiş olan teminatları iade edilmez.
(2) Birinci fıkra kapsamına giren başvurular, uygun bağlantı görüşlerinin devam edip etmediğinin tespiti için ilgili dağıtım şirketine ve/veya TEİAŞ'a gönderilir. Bu başvurulardan;
a) Uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiği bildirilen başvurularla ilgili olarak; ilgili tüzel kişilere bildirimde bulunularak, bildirim tarihinden itibaren doksan gün içerisinde bu Yönetmeliğin 12 nci maddesi çerçevesinde belirtilen bilgi ve belgeleri sunmaları istenir. Söz konusu bilgi ve belgeleri süresi içerisinde sunduğu tespit edilen tüzel kişilerin başvuruları, 15 inci madde çerçevesinde teknik değerlendirmenin yapılması amacıyla Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğüne gönderilir.
b) Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunan başvurulardan, onbeş ay içerisinde tamamlanması şartıyla bir yıl süreli rüzgâr ölçümü talep edilir.
c) Rüzgâr ölçümünün tamamlanması ve Kuruma teslim edilmesini müteakip, ilgili tüzel kişilere önlisans verilir.
(3) TEİAŞ Genel Müdürlüğü tarafından uygun bağlantı görüşü tevsik edilmeyen veya yukarıda belirtilen süreler içerisinde yükümlülüklerini yerine getiremeyen tüzel kişilerin başvuruları Kurul kararı ile reddedilir.
Mevcut lisans sahiplerine altı aylık süre verilmesi
GEÇİCİ MADDE 15 – (Değişik:RG-4/2/2015-29257)
(1) Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesindeki tüzel kişilerin tamamlaması gereken yükümlülükler şunlardır:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde etmek, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları hakkında ilgili idarelerden kamulaştırma kararı almak.
b) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin imar planlarını onaylatmak.
c) Rüzgâr başvurularına ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli başvuruyu yapmak.
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararı almak.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihi itibarıyla,
a) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi biten tüzel kişiler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden itibaren en geç altı ay içerisinde,
b) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi bitmeyen tüzel kişiler, kalan inşaat öncesi sürelerine altı ay eklenmek suretiyle bulunacak süre içerisinde,
birinci fıkrada belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgeleri Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülükleri tamamlayamayan tüzel kişiler hakkında Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde işlem tesis edilir.
(3) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) İkinci fıkrada belirtilen tarihler itibarıyla, inşaat ruhsatını alan veya inşaat ruhsatı yerine geçen belge temin eden lisans sahibi tüzel kişilerden birinci fıkrada sayılan belgeler istenmez.
(4) Bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten önce hakkında bu madde uyarınca işlem tesis edilmiş lisans sahibi tüzel kişilerin durumları re’sen yeniden değerlendirilir.
TEİAŞ ile EPİAŞ’ın piyasa işletim lisansı başvurusu
GEÇİCİ MADDE 16 – (1) EPİAŞ ve TEİAŞ, EPİAŞ’ın kurulmasından itibaren en geç üç ay içerisinde piyasa işletim lisansı için Kuruma başvuruda bulunmak zorundadır.
Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 17 – (1) 2014 yılı için rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır;
a) TEİAŞ, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 1 ay içerisinde Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, 2014 yılı için takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
b) (a) bendi çerçevesinde Kuruma bildirilen bağlanabilir üretim tesisi kapasitesi çerçevesinde, söz konusu bildirim tarihinden itibaren 16 ay sonrasına tekabül eden ayın;
1) İlk beş iş gününde güneş enerjisine dayalı başvurular,
2) Son beş iş gününde rüzgâr enerjisine dayalı başvurular,
için Kurum tarafından önlisans başvuruları alınır.
Bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin yayımlanması
GEÇİCİ MADDE 18 – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketleri, 2013 yılını takip eden beş yıl ve takip eden on yıl için sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 ay içerisinde Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 19 – (Değişik:RG-24/2/2017-29989)
(1) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler 30 uncu maddenin ikinci fıkrasının (f) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, TEİAŞ 31 inci maddenin ikinci fıkrasının (p) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler 32 nci maddenin üçüncü fıkrasının (ğ) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler 33 üncü maddenin ikinci fıkrasının (y) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini 31/12/2017 tarihine kadar tamamlamakla yükümlüdür.
Önlisans başvuruları için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan karar
GEÇİCİ MADDE 20 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla rüzgar, güneş, hidrolik ve jeotermal enerjiye dayalı önlisans başvuruları hariç olmak üzere;
a) Önlisans başvurusu değerlendirme aşamasında bulunan tüzel kişilere, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın Kuruma sunulması için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay süre verilir.
b) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli karar, başvuru dosyasında Kuruma sunulmamış olan önlisans başvurularından, henüz değerlendirmeye alınmamış olanlar iade edilir.
(2) Birinci fıkranın (a) bendi kapsamında Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın, mücbir sebepler dışında süresi içerisinde Kuruma sunulmaması halinde, söz konusu başvuru Kurul kararıyla reddedilerek teminatı iade edilir.
Mevcut lisans sahiplerinin standartlara ilişkin yükümlülükleri
GEÇİCİ MADDE 21 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) TEİAŞ 31 inci maddenin ikinci fıkrasının (r) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler 32 nci maddenin üçüncü fıkrasının (h) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler 33 üncü maddenin ikinci fıkrasının (z) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, görevli tedarik şirketleri ise 34 üncü maddenin (Değişik ibare:RG-22/10/2016-29865) dördüncü fıkrasının (ğ) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay içerisinde tamamlamakla yükümlüdür.
Kayıtlı elektronik posta adresi sunma yükümlülüğü
GEÇİCİ MADDE 22 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler ile önlisans veya lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilerden kayıtlı elektronik posta adreslerini Kuruma sunmamış olan tüzel kişiler, kayıtlı elektronik posta adreslerini bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren iki ay içerisinde Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu yükümlülüğü yerine getirmeyen tüzel kişiler hakkında Kanunun 16 ncı maddesinde yer alan iligili hükümler uygulanır.
Rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 23 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) 2017 yılı için rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır:
a) TEİAŞ, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, 2017 yılı için, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
b) (a) bendi çerçevesinde Kuruma bildirilen bağlanabilir üretim tesisi kapasitesi çerçevesinde, söz konusu bildirim tarihinden itibaren on altı ay sonrasına tekabül eden ayın ilk beş iş gününde rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları Kurum tarafından alınır.
Yenilenebilir enerji kaynak alanlarına ilişkin başvurular
GEÇİCİ MADDE 24 – (Ek:RG-24/2/2017-29989)
(1) Bu Yönetmelik hükümleri 20/10/2016 tarihli ve 29863 sayılı Resmî Gazete’de ilan edilen Karapınar Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanı (YEKA) Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsisi (YÜKT) Yarışma İlanı kapsamında verilecek önlisans ve üretim lisansı için de uygulanır.
Yürürlük
MADDE 62 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 63 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
EK-1
LİSANS BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
BAŞKANLIĞINA
.... (Yurt genelinde/Bölgesinde/İllerinde/İlinde) .... / (Üretim / İletim / Piyasa İşletim/ Dağıtım/ Toptan Satış-Perakende Satış) faaliyeti için .... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel Kişiyi Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin ticaret ve/veya sanayi odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ekler:
1- Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesinde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.”
EK-2
ÖNLİSANS BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
BAŞKANLIĞINA
...................(İlinde/İllerinde)................kurulması planlanan üretim tesisi için önlisans almayı talep etmekteyiz.
Önlisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize önlisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel Kişiyi Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin ticaret ve/veya sanayi odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ekler:
1- Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesinde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.”
EK-3
RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU KURULUM RAPORU FORMATI
* Ölçüm direği üzerindeki sensörler, Dünya Meteoroloji Teşkilatı tarafından belirlenen (WMO/CIMO Rehber No.8) ölçüm kriterlerini sağlamaktadır ve Meteoroloji Genel Müdürlüğü’nün (veya ... Akredite Kuruluşunun) kendi gözlem ağında kullandığı sensör özellikleri ile aynı veya daha iyi özelliktedir ve direk tarafından oluşturulacak türbülanstan ve direğin fiziki konumundan etkilenmemektedir.
** Bu rapor yerinde inceleme yapılarak onaylanması halinde geçerlidir.
EKLER:
İstasyonda kullanılan cihazlara ilişkin belgeler (üretici firma, tipi, seri numarası, kalibrasyon sertifikası vb.)
Sahaya esas ölçüm izninin aslı veya saha sahibi gerçek veya tüzel kişi tarafından onaylı sureti
İstasyonun kurulum sonrası fotoğrafları
İstasyonun kurulumuna ilişkin fatura ve rapor
Elektronik ortamda kurulum raporu (Kuruma sunulan bilgi ve belgeleri içeren CD)
EK-4
RÜZGAR ÖLÇÜM SONUÇ RAPORU FORMATI
*Bu rapor, yüzde 20 üzeri veri kaybı gerçekleşmeden hazırlanmıştır.
EK-5
GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU KURULUM RAPORU FORMATI
* Ölçüm direği üzerindeki sensörler, Dünya Meteoroloji Teşkilatı tarafından belirlenen (WMO/CIMO Rehber No.8) ölçüm kriterlerini sağlamaktadır ve Meteoroloji Genel Müdürlüğü’nün (veya ... Akredite Kuruluşunun) kendi gözlem ağında kullandığı sensör özellikleri ile aynı veya daha iyi özelliktedir.
** Bu rapor yerinde inceleme yapılarak onaylanması halinde geçerlidir.
EKLER:
İstasyonda kullanılan cihazlara ilişkin belgeler (üretici firma, tipi, seri numarası, kalibrasyon sertifikası vb.)
Sahaya esas ölçüm izninin aslı veya saha sahibi gerçek veya tüzel kişi tarafından onaylı sureti
İstasyonun kurulum sonrası fotoğrafları
İstasyonun kurulumuna ilişkin fatura ve rapor
Elektronik ortamda kurulum raporu (Kuruma sunulan bilgi ve belgeleri içeren CD)
EK-6
GÜNEŞ ÖLÇÜM SONUÇ RAPORU FORMATI
EK-7
ÖNLİSANS/LİSANS TADİL BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
BAŞKANLIĞINA
.................. tarihli ................ numaralı önlisansımızın/lisansımızın ilgili mevzuat kapsamında tadilini talep etmekteyiz.
Önlisans/lisans tadil başvurumuzun kabulünü ve gereğini arz ederiz.
Tadil konusu :
Tadil gerekçesi :
Tüzel Kişiyi Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ekler:
1- Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesinde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
2/11/2013 28809
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 28/1/2014 28896
2. | 26/12/2014 29217
3. | 4/2/2015 29257
4. | 23/12/2015 29571
5. | 22/10/2016 29865
6. | 24/2/2017 29989
7. | 9/6/2017 30091
8. | 15/12/2017 30271
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
İstasyonun yeri | İli
İstasyonun yeri | İlçesi
İstasyonun yeri | Mevkii
UTM Koordinatı (6 derece –ED 50 Datum) | UTM Koordinatı (6 derece –ED 50 Datum)
Pafta adı | Pafta adı
İstasyonun kurulum tarihi | İstasyonun kurulum tarihi
Ölçüm direği yüksekliği (metre) | Ölçüm direği yüksekliği (metre)
İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi
Ölçüme başlama tarihi
Ölçüm bitiş tarihi
Ölçüm İstasyonu UTM Koordinatı (6 derece –ED 50 Datum)
YILLIK ORTALAMA RÜZGAR HIZI (m/s) | YILLIK ORTALAMA RÜZGAR HIZI (m/s)
xx metre | Xx
HAKİM RÜZGAR YÖNÜ
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
İstasyonun yeri | İli
İstasyonun yeri | İlçesi
İstasyonun yeri | Mevkii
UTM Koordinatı (6 derece –ED 50 Datum) | UTM Koordinatı (6 derece –ED 50 Datum)
Pafta adı | Pafta adı
İstasyonun kurulum tarihi | İstasyonun kurulum tarihi
İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi
Ölçüme başlama tarihi
Ölçüm bitiş tarihi
Ölçüm İstasyonu UTM Koordinatı (6 derece –ED 50 Datum)
YATAY YÜZEYE GELEN TOPLAM (GLOBAL) GÜNEŞ IŞINIMI (kWh/m2) | YATAY YÜZEYE GELEN TOPLAM (GLOBAL) GÜNEŞ IŞINIMI (kWh/m2)
.... | ....
GÜNEŞLENME SÜRESİ (SAAT) | GÜNEŞLENME SÜRESİ (SAAT)
.... | ....
SICAKLIK (°C) | SICAKLIK (°C)
.... | ....
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0c7fee3c75768.docx | PİYASA İŞLETİM GELİR TAVANININ KARŞILANMASI İÇİN UYGULANACAK BEDEL VE KOMİSYONLAR İLE UYGULAMAYA İLİŞKİN
YÖNTEM BİLDİRİMİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Bildirimin amacı, piyasa işletim gelir tavanının karşılanması için uygulanacak bedel ve komisyonlar ile uygulamaya ilişkin yöntemin belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Bildirim, Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin piyasa işletim faaliyeti gelirlerinin belirlenmesinde kullanılacak yöntem ile bu yönteme dair usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Bildirim, Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 6 ncı maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Bildirimde geçen;
EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
Piyasa İşletim Gelir Tavanı: EPİAŞ’ın bir tarife yılında toplayacağı gelirin sınırını,
Tarife teklifi: EPİAŞ Yönetim Kurulu tarafından tespit edilerek Kurul onayına sunulan, Piyasa İşletim Gelir Tavanı’nın karşılanması için uygulanacak bedel ve komisyonlar ile uygulamaya ilişkin yöntem bildiriminden oluşan teklifi
ifade eder.
(2) Bu Bildirimde geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Piyasa İşletim Ücretinin Piyasa Katılımcılarına Dağıtılmasına Dair Esaslar
Piyasa İşletim Ücretinin Dağıtılması
MADDE 5- (1) EPİAŞ’ın piyasa işletim faaliyetleri çerçevesinde tek sunucu statüsünde sağladığı hizmetler kapsamında ihtiyaç duyduğu gelir piyasa katılımcılarından Piyasa İşletim Ücreti olarak karşılanır. EPİAŞ tarafından, piyasa katılımcılarına piyasa işletimi dışında herhangi bir hizmetin satın alınması zorunluluğu getirilemez.
(2) Piyasa işletim ücreti; dengeleme sistemine katılmalarından dolayı ve/veya enerji açıkları ve/veya fazlaları nedeniyle, sisteme elektrik enerjisi veren ve/veya sistemden elektrik enerjisi çeken;
Üretim lisansı sahibi,
Tedarik lisansı sahibi,
OSB üretim lisansı sahibi,
Dağıtım lisansı sahibi,
İletim lisansı sahibi
tüzel kişilerden oluşan piyasa katılımcıları arasında dağıtılır.
(3) Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin, her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenleri aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(4) Bu formüllerde geçen;
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Piyasası İşletim Ücreti payını (TL),
PIÜ Kurul tarafından belirlenen Piyasa İşletim Geliri Tavanından hesaplanan bir fatura dönemi için geçerli Piyasa İşletim Ücretini,
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Uzlaştırma Ücreti payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti payını (TL)
PIÜ_GİP Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti payını (TL),
k Gün Öncesi Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
l Dengeleme Güç Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
m Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
n Gün İçi Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı
ifade eder.
Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 6- (1) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜS_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜD_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_GÖp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMt,p,s,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
PIÜ_GÖp Bir fatura döneminde “p” piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası işletim ücreti tutarını (TL)
ifade eder.
Gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 7- (1) Bir gün içi piyasası katılımcısına, gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
GİPİÜ Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
GİPİÜS Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜD Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
GİPİÜSg Bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜDg Bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
a İlgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
GİPİÜp,g “p” piyasa katılımcısına g avans döneminde tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
k gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
GİPİÜp Bir fatura döneminde p piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
GİİSp Bir fatura döneminde p piyasa katılımcısının haklı bulunmamış itiraz sayısını,
GİTİÜ Piyasa katılımcılarının haklı bulunmadıkları itirazlar için ödedikleri toplam itiraz ücretini
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 8- (1) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır;
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜ_DGPp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
PIÜ_DGPp bir fatura döneminde “p” piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası işletim ücreti tutarını (TL)
ifade eder.
Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 9- (1) Her bir dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
EDMf,t,s,u “f” dengeden sorumlu tarafın, bir fatura dönemi içindeki bir gün için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_Df,s “f” dengeden sorumlu tarafa, bir avans ödeme dönemine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜ_Df Bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını
ifade eder.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Piyasa İşletim Ücreti Hesaplama Yöntemlerine İlişkin Esaslar
Piyasa İşletim Ücretine İlişkin Hizmetlerin Maliyet Esaslılığı
MADDE 10- (1) Fiyatlandırma, piyasa katılımcılarına kendilerine sağlanan hizmetin maliyetinin yansıtılması esasına göre yapılır.
Piyasa İşletim Ücretine İlişkin Hesaplama Yöntemleri
MADDE 11- (1) Her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanmasına ilişkin olarak tarife teklifinin sunulduğu yıla ait her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin tahmini değerler hesaplanır. Bu hesaplama, ilgili piyasalar için önceki yıllarda gerçekleşen veriler kullanılarak yapılması esas olup, gerekmesi halinde Kurul onayı ile farklı yöntemler kullanılmasına da karar verilebilir.
Tarife yılı için Gün Öncesi Piyasası tahmini işlem miktarının hesaplanması
MADDE 12- (1) Gün Öncesi Piyasası tahmini işlem miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
GÖP_Mz “z” tarife yılı için tahmini Gün Öncesi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r,y,z-1 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
SSMt,p,s,u,r,y,z-2 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMp,s,u,r,y,z-1 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
SAMp,s,u,r,y,z-2 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca tahmini Gün Öncesi Piyasası işlem hacmi hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için Gün Öncesi Piyasası tahmini işlem hacmi hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
GÖP_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için tahmini Gün Öncesi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r,y,z-2 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
SSMt,p,s,u,r,y,z-3 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMp,s,u,r,y,z-2 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
SAMp,s,u,r,y,z-3 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını
ifade eder.
Tarife yılı için Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarının hesaplanması
MADDE 13- (1) Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
GİP_Mz “z” tarife yılı için tahmini Gün İçi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
k Gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u,y,z-1 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
GİSMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u,y,z-1 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
GİAMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca tahmini Gün İçi Piyasası işlem miktarı hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarı hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
GİP_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için tahmini Gün İçi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
k Gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
GİSMp,t,g,r,u,y,z-3 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
GİAMp,t,g,r,u,y,z-3 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını
ifade eder.
Tarife yılı için Dengeleme Güç Piyasası tahmini işlem miktarının hesaplanması
MADDE 14- (1) Dengeleme Güç Piyasası tahmini işlem miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
DGP_Mz “z” tarife yılı için tahmini Dengeleme Güç Piyasası işlem miktarını (MWh),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-1 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-1 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca tahmini Dengeleme Güç Piyasası işlem miktarı hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için Dengeleme Güç Piyasası tahmini işlem miktarı hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
DGP_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için tahmini Dengeleme Güç Piyasası işlem miktarını (MWh),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-3 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-3 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını
ifade eder.
Tarife yılı için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarının hesaplanması
MADDE 15- (1) Dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
EDM_Mz “z” tarife yılı için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-1 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-2 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarı hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarı hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
EDM_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-2 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-3 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını
ifade eder.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
GEÇİCİ MADDE 1- (1) Gün İçi Piyasasının işletiminin 1/7/2015 tarihinde başlaması ve 2016 yılı tarife teklifi hazırlanırken Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarının hesaplanması için yeterli veri bulunmadığından, 2016 yılı Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarı, 2015 yılı Temmuz-Aralık döneminde gerçekleşen aylık ortalama işlem miktarı kullanılarak hesaplanır.
Yürürlük
MADDE 16- (1) Bu Bildirim yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 17- (1) Bu Bildirim hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0c9d55b444712.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:7606 Karar Tarihi:28/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2017 tarihli toplantısında; Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatına İlişkin Kurul Kararında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararının kabul edilerek aşağıdaki değişikliğin Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
ENERJİ PİYASASI BİLDİRİM SİSTEMİ KULLANIM TALİMATINA İLİŞKİN KURUL KARARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KURUL KARARI
MADDE 1– 20/11/2014 tarihli ve 5313-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen ve 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatının eki olan “Ek-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu” ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 2- Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EKLER:
EK-1 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0cc7ce2f62421.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 8410 Karar Tarihi: 31/01/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 31/01/2019 tarihli toplantısında; 20/11/2014 tarihli ve 5313-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen ve 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan “Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatı eki olan “Ek-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu”nun ekteki şekilde değiştirilmesine ve söz konusu değişikliğin Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
ENERJİ PİYASASI BİLDİRİM SİSTEMİ KULLANIM TALİMATINA İLİŞKİN KURUL KARARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KURUL KARARI
MADDE 1– 20/11/2014 tarihli ve 5313-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen ve 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatının eki olan “Ek-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu” ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 2- Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EK- Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0d22cb9352600.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 28/5/2014 tarihli ve 29013 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliğinin (Yönetmelik) 105 inci maddesinin altıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(6) Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır. Primer frekans kontrolü performans testleri sırasında ayarlanan hız eğimi değeri, normal işletme sırasında da sürekli olarak kullanılır ve TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe değiştirilemez. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı, nükleer güç santralleri için ünite kurulu gücünün en az %2 si, diğer santraller için ünite kurulu gücünün en az %5 i olmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.”
MADDE 2 – Yönetmeliğin Ek 17 sinin E.17.A.1 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır:
a. Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.
b. Ölü bant değeri 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
c. Hız eğimi ve diğer ilgili parametreler, 200 mHz’lik frekans sapması durumunda primer frekans kontrol rezervinin %50 si en fazla 15 saniye içinde, tamamı en geç 30 sn içerisinde etkinleştirilmesi gerekliliği çerçevesinde, aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.
ç. Aşağıda belirtilen durumlar hariç olmak üzere, azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif gücünün %5 inden az, %10 dan fazla olamaz.
1. Nükleer güç santrallerine ait ünitelerde nominal aktif gücünün %2 si oranında azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.
2.TEİAŞ tarafından uygun görülmesi halinde %10 dan daha yüksek bir azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.”
MADDE 3 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 4 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
28/5/2014 29013
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 12/7/2014 29058
2. | 7/5/2015 29348
3. | 30/7/2016 29786
4. | 22/3/2017 30046
5. | 26/11/2017 30252
6. | 1/3/2020 31055
7. | 9/5/2021 31479
8. | 31/10/2021 31645
9. | 19/11/2022 32018 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0d2c1a1c56929.docx | ELEKTRİK PİYASASI BAĞLANTI VE SİSTEM KULLANIM YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç ve kapsam
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmelik, gerçek ve tüzel kişilerin elektrik iletim veya dağıtım sistemine bağlanmaları ile bu sistemleri ve enterkonneksiyon hatlarını kullanmalarına ilişkin usul ve esasları düzenler.
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik hükümleri kapsamındaki OSB katılımcılarının sisteme bağlantısı ve sistem kullanımına ilişkin hususlar bu Yönetmeliğin kapsamı dışındadır.
Dayanak
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) Bağlantı hattı: Tüketicilerin iç tesisatını ve üreticilerin şalt sahasını dağıtım şebekesine bağlamak için gerekli ve bu Yönetmelik kapsamında belirtilen mesafe sınırları dâhilinde olan; AG’den bağlı tüketiciler için yapı bina giriş noktasından itibaren dağıtım şebekesine kadar, OG’den bağlı tüketiciler için tüketicinin şalt sahasının bittiği noktadan itibaren dağıtım şebekesine kadar, üreticiler için şalt sahasının bittiği noktadan itibaren dağıtım şebekesine kadar olan hattı,
Bağlantı noktası: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğini ve alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktasını,
ç) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
Enterkonneksiyon: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal elektrik sisteminin diğer bir ülkeye ait elektrik sistemine bağlanmasını,
Enterkonneksiyon kullanım anlaşması: Uluslararası enterkonneksiyon hatlarını kullanan üretim şirketleri ve tedarik şirketleri ile bu hatları işleten iletim veya dağıtım şirketleri arasında yapılan ve enterkonneksiyon hatlarının kullanımı ile ilgili esas ve usulleri içeren anlaşmayı,
ğ) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
İletim tesisi: Üretim veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dâhil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
ı) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479)
Cum hurbaşkanlığı kararnam esi, Cum hurbaşkanı kararı, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
Kullanıcı: İletim veya dağıtım sistemine bağlanan ya da bu sistemleri veya enterkonneksiyon hatlarını kullanan gerçek veya tüzel kişiyi,
Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
Lisans: Tüzel kişilere piyasada faaliyet gösterebilmeleri için Kanun uyarınca verilen izni,
Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için belirli süreli verilen izni,
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) OSB: 12/4/2000 tarihli ve 4562 sayılı Organize Sanayi Bölgeleri Kanununa göre kurularak tüzel kişilik kazanmış bulunan organize sanayi bölgelerini,
ö) Özel direkt hat: Yapılacak sistem kontrol anlaşması hükümlerine göre üretim lisansı sahibi bir tüzel kişinin üretim tesisi ile müşterileri ve/veya iştirakleri arasında elektrik enerjisi naklinin sağlanabilmesi veya üretim lisansı sahibinin sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden ihraç edebilmesi amacıyla, iletim veya dağıtım şebekesi dışında ulusal iletim veya dağıtım sistemi için geçerli standartlara uygun olarak tesis edilerek işletilen hattı,
Sistem kontrol anlaşması: TEİAŞ veya dağıtım şirketi ile özel direkt hattın mülkiyet sahibi veya işletmecisi olan özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişi arasında, iletim ve dağıtım sistemlerinin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunmasını sağlayan hükümleri içeren ve özel hukuk hükümlerine göre yapılan anlaşmayı,
Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketi,
ş) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ü) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışıyla iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
(Ek:RG-1/6/2017-30083) AG: Etkin şiddeti 1000 Volt ve altındaki gerilim seviyesini,
(Ek:RG-1/6/2017-30083) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Dağıtım şebekesi: Tüketicilerin iç tesisatını ve üreticilerin şalt sahasını dağıtım sistemine bağlamak üzere tesis edilen bağlantı hatları hariç dağıtım tesisini,
(Ek:RG-1/6/2017-30083) Geçici bağlantı: Şantiye, fuar, lunapark, panayır, maden ocağı vb. yerlerin elektrik ihtiyacının karşılanması amacıyla 10 (on) yıldan kısa, sınırlı bir süre için yapılan bağlantıyı,
aa) (Ek:RG-1/6/2017-30083) İç tesisat: Tüketim tesislerine ait bağlantı noktasından sonra yer alan ve kullanıcı sorumluluğunda bulunan elektrik tesisatını,
bb) (Ek:RG-1/6/2017-30083) Meskun mahal: 2/11/1985 tarihli ve 18916 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Plansız Alanlar İmar Yönetmeliğinde belirtilen “yerleşme alanı” ve “belediye ve mücavir alan sınırları dışında kalan köy ve mezraların yerleşik alanı ve civarı” ile mera, yaylak (yayla) ve kışlakların ilgili mevzuata göre geçici yerleşime açılan kısımlarını,
cc) (Ek:RG-1/6/2017-30083) OG: Etkin şiddeti 1000 Voltun üstünden 36 kV’a kadar olan (36 kV dahil) gerilim seviyesini,
çç) (Ek:RG-1/6/2017-30083) TEDAŞ: Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi Genel Müdürlüğünü,
dd) (Ek:RG-1/6/2017-30083) Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı: Kanunun 20 nci maddesi uyarınca TEİAŞ tarafından hazırlanarak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından onaylanıp yayımlanan planı,
ee) (Ek:RG-1/6/2017-30083) Yapı bina giriş noktası: AG seviyesinden bağlı kullanıcı tesislerine ait iç tesisatın başlangıç noktası olan, iç tesisat projesinde gösterilen, dağıtım şirketinin uygun gördüğü ve kullanıcı tarafından tesis edilen; binalarda, binanın üzerinde veya içerisinde yer alan dam
direği, konsol, kofre, ana pano vb. teçhizatta, diğer yerlerde ise kullanım yerine ait ana panoda bulunan, bağlantı hattının bağlanabileceği bağlantı veya anahtarlama ya da koruma elemanını,
ff) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Elektrik depolama tesisi: Elektrik enerjisini depolayabilen ve depolanan enerjiyi sisteme verebilen tesisi,
gg) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Müstakil elektrik depolama tesisi: Herhangi bir üretim veya tüketim tesisiyle irtibatı olmaksızın doğrudan şebekeye bağlı elektrik depolama tesisini,
ğğ) (Ek:RG-9/5/2021-31479) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini, ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer kavram ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Genel Esaslar
Bağlantı ve sistem kullanım hakları
MADDE 4 – (1) Gerçek veya tüzel kişilerin, iletim ve dağıtım sistemine bağlantı ve sistem kullanım talepleri, TEİAŞ ve dağıtım şirketi tarafından eşit taraflar arasında ayrım gözetilmeksizin karşılanır.
Serbest tüketici niteliği kazanmış bir tüketicinin tedarikçisini seçme serbestisine hiçbir surette müdahale edilemez ve serbest tüketicilerin sisteme bağlantı ve sistem kullanım hakları engellenemez.
Gerçek veya tüzel kişilerin, TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından işletilmekte olan iletim veya dağıtım sistemlerine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında;
Bağlantı yapılması öngörülen tarihte, bağlantı yapılmak istenen noktada şebekenin teknik özelliklerinin yetersiz olması,
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Bağlantı yapılması öngörülen tesisin projesinde, sisteme bağlantıyla ilgili olarak 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve ilgili diğer mevzuatta yer alan standartların sağlanamaması,
Yapılması istenilen bağlantı ve elektrik enerjisi nakil işleminin kamu hizmeti yükümlülüklerini engellediğinin, TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından gerekçeleriyle belgelenmesi,
ç) Bağlantı yapılması öngörülen tesisin projesi için gerekli olması durumunda, gerilim düşümü, harmonik, elektromanyetik girişim, fliker seviyesi gibi değerlerin, şebekeye giriş veya çıkış noktasında ve iletim ve dağıtım kademelerinde, ilgili mevzuatta belirlenen sınırları karşılamaması durumu,
Bağlantı yapılması öngörülen tesisin, sistem elektrik enerjisinin kalitesini, ilgili mevzuatta yer alan standartların dışına çıkarması durumu,
Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi bağlantı taleplerinde, talep edilen bağlantı noktasına oranla ekonomik açıdan daha uygun ve daha düşük sistem kaybı sağlayan bağlantı noktasının varlığı durumu,
hariç olumsuz görüş verilemez.
TEİAŞ ve dağıtım şirketinin sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki olumsuz görüşlerinin gerekçelendirilmesi zorunludur. Sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki olumsuz görüş gerekçelerinin Kurum tarafından yapılan veya yaptırılan inceleme sonucunda Kurul tarafından uygun bulunmaması halinde, TEİAŞ veya dağıtım şirketi, başvuru sahibi ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamakla yükümlüdür.
Sisteme bağlantının, bağlantı yapılması talep edilen nokta itibarıyla bu maddede yer alan koşullardan herhangi biri nedeniyle mümkün olmaması durumunda, TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından bir başka bağlantı noktası teklif edilebilir.
İletim veya dağıtım sistemine bağlantı yapmak isteyen gerçek veya tüzel kişilerin, TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından kendilerine iletim veya dağıtım sistemine bağlantı ve sistem kullanımı konusunda;
Adil koşulların teklif edilmediği,
Ayrımcılık yapıldığı,
Gösterilen gerekçelerin yetersiz olduğu,
gibi hususlardaki itirazları Kurum tarafından incelenerek, başvuru tarihinden itibaren azami altmış gün içerisinde sonuca bağlanır. Üretim tesislerine ilişkin itirazlar Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
Üretim tesisleri için verilen bağlantı görüşleri
MADDE 5 – (1) TEİAŞ veya dağıtım şirketleri tarafından, üretim tesislerinin iletim veya dağıtım sistemlerine bağlantısı hakkında bu Yönetmelik kapsamında verilen görüşler, Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde verilmiş kabul edilir.
(Değişik:RG-1/6/2017-30083) TEİAŞ her yıl takip eden beş ve on yıl için, dağıtım şirketleri her yıl takip eden beş yıl için olmak üzere sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini 1 Nisan tarihine kadar kendi internet sayfalarında yayımlar. Bu şekilde yayımlanan bölgesel kapasiteler dışında üretim tesislerine bağlantı görüşü verilmez. Arz güvenliğinin sağlanması amacıyla Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve piyasada rekabetin geliştirilmesi amacıyla Kurum tarafından talep edilmesi hâlinde, TEİAŞ ve dağıtım şirketleri, belirledikleri kapasiteleri ve bağlantı noktalarının sayısını sistem koşullarını dikkate alarak artırmakla yükümlüdür.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) İkinci fıkra kapsamında beş yıllık bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin belirlenmesinde TEİAŞ tarafından aşağıdaki esaslar uygulanır:
TEİAŞ, beş yıllık bölgesel üretim tesisi kapasitesini belirlerken, mevcut ve beş yıllık süre içerisinde yatırım programına alınmış olan iletim tesisleri ve trafo merkezlerinin kapasitesini dikkate alır.
(a) bendi kapsamında belirlenen beş yıllık bölgesel bağlanabilir üretim tesisi kapasitesi TEİAŞ tarafından iletim ve dağıtım gerilim seviyeleri için her yıl 1 Mart tarihine kadar her bir yıl için ve bölgesel bazda Kuruma ve dağıtım şirketlerine bildirilir.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) İkinci fıkra kapsamında beş yıllık bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin belirlenmesi çerçevesinde dağıtım şirketleri tarafından;
Üçüncü fıkranın (b) bendi kapsamında TEİAŞ tarafından yapılan bildirimler de göz önüne alınarak halihazırda dağıtım sistemine bağlı ya da bağlantısı hakkında olumlu görüş verilmiş olan lisanslı ve lisanssız üretim tesislerini dikkate alarak bölgelerine bağlanabilecek beş yıllık bölgesel üretim tesisi kapasiteleri, her bir yıl için bağlanabilir kapasite de belirtilmek suretiyle bölgesel bazda
(b) bendinde belirtilen şekilde, 1 Nisan tarihine kadar Kuruma bildirilir.
İnternet sitelerinde her bir bölgesel bazda, bağlı olanlar ile bağlantı hakkında olumlu görüş verilmiş olan üretim tesisleri, kapasiteleri de belirtilmek suretiyle, liste şeklinde yayımlanır. Bağlı olanlar ile olumlu görüş verilmiş olan üretim santrallerinin listede ayrı ayrı gösterilmesi ve toplam kapasite bilgilerine yer verilmesi zorunludur. Bu listede lisanssız üretim tesislerine ilişkin olarak şebekeye bağlanmış olanların ve çağrı mektubu verilenlerin ayrı ayrı toplam kapasitesine yer verilir.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) TEİAŞ tarafından, ikinci fıkra kapsamında on yıllık bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin belirlenmesinde Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı dikkate alınır.
Elektrik depolama tesisleri için verilen bağlantı görüşleri MADDE 5/A – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
(1) (Mülga:RG-19/11/2022- 32018)
Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi üretim tesisinin bağlı olduğu bağlantı noktasından şebekeye bağlanır.
Bu Yönetmelik kapsamında; üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi üretim tesisinin bir ünitesi olarak, tüketim tesisine bütünleşik elektrik depolama tesisleri ise tüketim tesisinin bir unsuru olarak kabul edilir.
Müstakil elektrik depolama tesislerinin iletim sistemine bağlantısı için gerekli olan iletim tesisi yatırımları ile ilgili tesislere ilişkin gerekmesi halinde taşınmaz temini dosyalarının hazırlanması, taşınmaz temininin gerektirdiği ödemeler, orman ve yol geçiş izinleri ile kazı bedeli gibi zorunlu bedeller başvuru sahibi tüzel kişiler tarafından karşılanır. Bu tesisler geçici kabulün tamamlanması ile birlikte herhangi bir işleme gerek kalmaksızın bakım ve işletme sorumluluğu karşılığında iz bedel ile TEİAŞ’a devredilir. Müstakil elektrik depolama tesislerinin herhangi bir sebeple iletim sisteminden ayrılması durumunda, 9 uncu madde hükümleri kapsamında işlem tesis edilir.
Müstakil elektrik depolama tesislerinin dağıtım sistemine bağlantısı, dağıtım sistemine bağlantı için gerekli tesislerin tamamının kullanıcı tarafından yapılması ve işletme, bakım, onarım ve yenileme işlerinin kullanıcıya ait olması şartıyla gerçekleştirilir.
Lisanssız üretim tesisleri
MADDE 5/B – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
Bu Yönetmelikte yer alan üretim tesislerine ilişkin “bağlantı hattı” ile ilgili hükümler lisanssız üretim tesisleri için de uygulanır.
21 inci madde hükümleri 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği hükümleri kapsamındaki üretim tesisleri için de uygulanır.
Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 5 inci maddesinin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında kurulacak üretim tesislerine ait dağıtım tesisi ve/veya iletim tesisi yatırımları ile ilgili tesislere ilişkin gerekmesi halinde taşınmaz temini dosyalarının hazırlanması, taşınmaz temininin gerektirdiği ödemeler, orman ve yol geçiş izinleri ile kazı bedeli gibi zorunlu bedeller başvuru sahibi gerçek veya tüzel kişiler tarafından karşılanır. Bu tesisler geçici kabulünün tamamlanması ile birlikte herhangi bir işleme gerek kalmaksızın bakım ve işletme sorumluluğu karşılığında iz bedel ile ilgili şebeke işletmecisine devredilir.
Lisansız üretim tesislerinin sisteme bağlantısına ilişkin olarak, bu madde hükümleri hariç, Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği uyarınca işlem tesis edilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İletim Sistemine Bağlantı ve Sistem Kullanımı
Bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları
MADDE 6 – (1) İletim sistemine bağlanmak ve iletim sistemini kullanmak isteyen dağıtım şirketleri, OSB’ler ve tüketiciler TEİAŞ’a başvurur. TEİAŞ bağlantı başvurusunu bu Yönetmelik ve (Değişik ibare:RG-9/11/2023-32364) Elektrik Şebeke Yö netmeliğinde belirlenen usul ve esaslara göre inceler ve bağlantı başvurusu hakkındaki görüşünü başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde gerekçeleri ile birlikte başvuru sahibine yazılı olarak bildirir.
(Değişik:RG-1/6/2017-30083) Üretim tesislerinin iletim sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkındaki başvurular Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde yapılır. TEİAŞ başvuru kapsamındaki üretim tesisinin bağlanması talep edilen trafo merkezi ile bağlantı kapasitesine ilişkin bu Yönetmelik ve (Değişik ibare:RG-9/11/2023-32364) Elektrik Şebeke Yö netm eliği kapsamında oluşturulan görüşünü, bildirim tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde sonuçlandırarak Kuruma sunar.
(Değişik:RG-1/6/2017-30083) İletim sistemine aynı bağlantı noktasından bağlanmak üzere birden fazla başvuru olması ve başvuruların tümünün karşılanmasının mümkün olmaması halinde tüm başvuru sahipleri durum hakkında bilgilendirilir ve bu kapsamda;
Tüketim tesisleri için sırasıyla;
Dağıtım şirketi tarafından yapılan başvuruya,
OSB dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından yapılan başvuruya,
Üretim tesisleri için sırasıyla;
Yerli kömüre dayalı üretim tesislerine ilişkin başvuruya,
Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine ilişkin başvuruya,
öncelik tanınır. Diğer hallerde, elektrik piyasası mevzuatında başka özel bir düzenleme olmaması durumunda başvuru sırasına göre işlem yapılır.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) İletim sistemine bağlanması uygun görülen üretim tesislerine ilişkin olarak başvuru sahibi, üretim lisansına başvurmadan evvel önlisans süresi içerisinde bağlantı anlaşması için TEİAŞ’a başvurmak zorundadır.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) TEİAŞ, iletim sistemine bağlanması uygun bulunan başvuru sahibi ile EK-1’de gösterildiği şekilde bağlantı anlaşmasını ve sistem kullanım anlaşmasını yapar. Bağlantı ve sistem kullanımına ilişkin olarak TEİAŞ ve kullanıcı arasında bu Yönetmelik uyarınca TEİAŞ
tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanan standart nitelikteki bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları kullanılır. Bu anlaşmalarda iletim sisteminin normal işletme koşulları içerisinde işletilmesi ile işletme güvenliği ve bütünlüğü üzerinde risk oluşturan durumlara ilişkin kurallara ve sistem kullanım anlaşmasında bu kuralların ihlal edildiği durumlarda uygulanacak cezai şartlara da yer verilir. Düzenlenen sistem kullanım ihlallerinin takibi TEİAŞ tarafından yapılır. TEİAŞ ihlal durumu tespit edilen tüzel kişilere sistem kullanım anlaşmasında düzenlenen cezai şartları ve diğer yaptırımları uygular. Bu anlaşmaların genel hükümlerinde, Kurul onayı olmaksızın değişiklik yapılamaz. Kurul, gerektiğinde bu anlaşmaların genel hükümlerinde değişiklik yapabilir. Bu anlaşmaların genel hükümlerinde Kurul tarafından değişiklik yapılması halinde, TEİAŞ ile kullanıcılar arasında yeni genel hükümleri içeren anlaşmalar, TEİAŞ tarafından kullanıcılara yapılacak bildirim tarihinden itibaren 2 ay içerisinde imzalanır veya TEİAŞ’ın uygun görmesi halinde Kurul tarafından değiştirilen hükümlere ilişkin bir ek sözleşme TEİAŞ’ın yapacağı bildirim tarihinden itibaren 2 ay içerisinde imzalanmak suretiyle değişiklik hükümleri geçerlilik kazanır. TEİAŞ’ın bildirimine rağmen bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamak üzere başvuruda bulunmayan gerçek ve tüzel kişilere ait üretim ve tüketim tesislerinin iletim sistemi ile irtibatı TEİAŞ tarafından beş iş günü öncesinde bildirim yapılmak suretiyle kesilir.
(Değişik:RG-1/6/2017-30083) İletim sistemine bağlı olduğu halde TEİAŞ ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşması imzalamayan gerçek ve tüzel kişiler, Kurul tarafından onaylanan iletim bedelleri ile Kurul tarafından onaylı tip anlaşmalarda öngörülen diğer bedelleri TEİAŞ’a ödemekle yükümlüdür.
(Ek:RG-29/9/2018-30550) Üretim tesislerine ilişkin bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları üretim lisansı alınmadan önce imzalanamaz. Ancak, önlisans sahibinin TEİAŞ’a başvurusu ve TEİAŞ’ın olumlu görüş vermesi şartıyla Kurum, önlisans sahibi tüzel kişi ile bağlantı anlaşması imzalanmasını uygun bulabilir.
(Ek:RG-29/9/2018-30550) Kuruldan devir onayı alınmak suretiyle üretim lisansı başvurusu yapmış olan tüzel kişilerle devir onayının alınmasını takiben bağlantı anlaşması imzalanabilir.
(9) (Ek:RG-29/9/2018-30550) (Değişik:RG-9/11/2023-32364) Bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları taraflarca imzalandıkları tarih itibarıyla yürürlüğe girerler. İletim bedelleri ile Kurul tarafından onaylı tip anlaşmalarda öngörülen diğer bedeller ilgili mevzuat kapsamında hesaplanarak uygulanır.
(Ek:RG-29/9/2018-30550) Üretim lisansı sahibi iletim sistemi kullanıcıları lisansları sona ermeden sistem bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmalarının feshedilmesini talep edemezler.
(Ek:RG-9/5/2021-31479) Üretim lisansı sahibi iletim sistemine doğrudan bağlı tüzel kişilerin ürettikleri enerjiyi iletim sistemine çıkmadan, işletmesi ve mülkiyeti kendilerine ait şalt sahalarındaki aynı baraya bağlı olan ve sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı tüketim tesislerinin ihtiyacını karşılamak için kullanması durumunda, değişken iletim bedellerinin hesaplanmasında verişe ve/veya çekişe esas enerji verisi tespit edilirken iletim sistemine verilen veya sistemden çekilen elektrik enerjisi esas alınır. Bağlantısı bu fıkrada tanımlanan şekilde olan üretim lisansı sahipleri ile TEİAŞ arasında mevcut anlaşmalardaki veriş ve çekişe ilişkin anlaşma güçlerinin toplamının altına düşmeyecek şekilde tek bağlantı ve sistem kullanım anlaşması imzalanır.
(Ek:RG-9/11/2023-32364) İletim sistemine bağlantısı uygun görülen tesisler için TEİAŞ ile bağlantı anlaşması imzalayan kullanıcılar, sistem kullanım anlaşmasının imzalanması için iletim sistemine öngörülen fiziki bağlantı tarihinden en geç bir ay öncesinde TEİAŞ’a başvurmak zorundadır.
Anlaşma gücü
MADDE 7 – (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Kullanıcıya bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında tahsis edilen kapasite, kullanıcının anlaşma gücünü oluşturur. İletim sistemine bağlantı noktasından alınan veya verilen elektrik enerjisi kapasitesinin azami değeri, sistem kullanım anlaşmasında belirtilen anlaşma gücünü aşamaz. Ancak, arz güvenliği gerekçesiyle Bakanlık tarafından talep edilmesi durumunda, Kurul tarafından belirlenecek süre boyunca ve ilgili Kurul kararında belirtilen esaslar çerçevesinde, üretim tesisleri tarafından anlaşma gücünün üzerinde sisteme elektrik enerjisi
verilebilir. Bu kapsamda anlaşma gücünün üzerinde sisteme verilen enerji güç aşımı olarak değerlendirilmez.
Tüketicilerin TEİAŞ ile imzalayacakları ilk bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında kayıtlı olan anlaşma güçlerinin, TEİAŞ tarafından verilen bağlantı görüşünde yer alan güç değeri ile aynı olması zorunludur.
Kullanıcının anlaşma gücünü ihlal etmesi halinde herhangi bir ilave ihtara gerek kalmaksızın sistem kullanım anlaşmasında söz konusu ihlale ilişkin olarak düzenlenmiş bulunan yaptırımlar uygulanır. TEİAŞ tarafından verilen talimatlarla anlaşma gücünün aşılması durumunda TEİAŞ tarafından talimat verilen zaman dilimlerindeki aşımlar güç aşımı olarak değerlendirilmez.
Üçüncü fıkra hükümleri saklı kalmak kaydıyla TEİAŞ, iletim sisteminin güvenliği üzerinde risk oluşturacak şekilde anlaşma gücünü aşan kullanıcıyı, ihlalin sonlandırılması için uyarır. Üretim şirketleri, uyarı bildirimini aldığı tarih itibarıyla, diğer kullanıcılar ise uyarı bildiriminin alınmasından itibaren otuz gün içerisinde anlaşma gücü ihlalini sonlandırmakla yükümlüdür. Bu yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde ilgili kullanıcının elektrik enerjisi kesilebilir. Elektrik enerjisinin kesilmesi ve tekrar verilmesi durumunda oluşan maliyetler, ilgili kullanıcı tarafından karşılanır.
TEİAŞ, iletim sistemini olumsuz yönde etkileyecek şekilde anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi alınmaması ve verilmemesi için otomatik enerji kesme sistemlerini devreye alabilir.
TEİAŞ’ın kullanıcıyla yaptığı sistem kullanım anlaşmasında taahhüt ettiği kapasiteyi sağlayamaması durumunda, TEİAŞ tarafından ödenecek bedellere ilişkin hükümler sistem kullanım anlaşmasında düzenlenir.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi OSB’ler aynı fiyatlandırma yılı içerisinde en fazla üç defa anlaşma güçlerinin artırılmasını talep edebilirler. TEİAŞ, bu fıkra kapsamındaki güç artışı taleplerine ilişkin görüşünü, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde kullanıcıya bildirir. Bu sürenin sonuna kadar görüş bildirilmemesi durumunda güç artışı talebi kabul edilmiş sayılır. Aynı tesis için yapılan veriş ve çekiş yönündeki güç artışı talepleri ayrı değerlendirilir.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi OSB’ler üç yılda bir defa anlaşma güçlerinin düşürülmesini talep edebilirler. TEİAŞ, güç düşümü taleplerine ilişkin görüşünü, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde kullanıcıya bildirir. Bu sürenin sonuna kadar görüş bildirilmemesi durumunda güç düşümü talebi kabul edilmiş sayılır. Aynı tesis için yapılan veriş ve çekiş yönündeki güç düşümü talepleri ayrı değerlendirilir. Dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi OSB’ler, iletim sistemi sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin uygulandığı bölge bazında ve toplam anlaşma gücünün altına inilmediği sürece aynı fiyatlandırma yılı içerisinde aynı transformatör merkezleri için bir defa olmak üzere her bir transformatör merkezi kombinasyonu için güç aktarımı talebinde bulunabilirler.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Üretim lisansı sahiplerinin veriş yönündeki anlaşma güçleri lisanslarına derç edilmiş olan kurulu güç değeri ile aynı olmalıdır. Üretim lisansı sahiplerinin veriş yönündeki anlaşma gücü değişiklikleri lisans tadilleri ile uyumlu olacak şekilde bu maddede belirtilen sürelerle sınırlı olmaksızın gerçekleştirilir. Ancak, kömür veya doğal gaza dayalı elektrik üretim lisansı sahipleri, lisanslarına derç edilmiş olan kurulu gücü geçmemek üzere, veriş yönündeki anlaşma güçlerini değiştirmek üzere bir takvim yılında en fazla iki kez değişiklik talebinde bulunabilir. Bu kapsamdaki anlaşma gücü değişiklik talebi, kurulu güce ilişkin son lisans tadilinden önceki kurulu güçten daha düşük güçte olamaz. Üretim lisansı sahipleri çekiş yönündeki anlaşma güçlerinin artırılmasını aynı fiyatlandırma yılı içerisinde en fazla üç defa, çekiş yönündeki anlaşma güçlerinin düşürülmesini ise üç yılda bir defa talep edebilirler. TEİAŞ, güç değişikliği taleplerine ilişkin görüşünü, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde kullanıcıya bildirir. Bu sürenin sonuna kadar görüş bildirilmemesi durumunda güç değişikliği talebi kabul edilmiş sayılır.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) On birinci fıkra kapsamında tesis edilen transformatör merkezleri veya mevcut transformatör merkezinde kapasite artış talebi üzerine tesis edilen transformatörlerin geçici kabulünü takiben iki ay içerisinde yeni transformatör merkezi veya kapasite artış talebine esas güç üzerinden sistem kullanım anlaşması TEİAŞ tarafından hazırlanarak imzalanmak üzere talep sahibi elektrik dağıtım şirketi ve/veya dağıtım lisansı sahibi OSB’ye
gönderilmek suretiyle bildirim yapılır. İlgili dağıtım şirketi ve/veya dağıtım lisansı sahibi OSB, TEİAŞ’ın bildirimini takiben en geç dokuz ay içerisinde sistem kullanım anlaşmasını imzalamakla ve talebe esas transformatör merkezine yük aktarmakla yükümlüdür.
(Ek:RG-9/11/2023-32364) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi OSB’lerin, TEİAŞ ile imzalayacakları ilk bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmalarında kayıtlı olan anlaşma güçleri, TEİAŞ tarafından verilen bağlantı görüşünde yer alan güç değerinin altında olamaz. Talepleri doğrultusunda yeni transformatör merkezi inşa edilen veya mevcut transformatör merkezlerinde kapasite artışı yatırımı yapılan dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi OSB’lerin, söz konusu yatırımların gerçekleşmesinden sonraki ilk anlaşma güçleri talep edilen gücün altında olamaz ve bu gücün altına düşülecek şekilde güç düşümü talep edilemez. Bu kapsamda, yeni tesis edilecek transformatör merkezleri için TEİAŞ ile talep sahibi dağıtım şirketi veya dağıtım lisansı sahibi OSB arasında bağlantı anlaşması imzalanmadan, kapasite artırımı yatırımı yapılacak transformatör merkezleri için gerekiyor ise mevcut bağlantı anlaşması revize edilmeden TEİAŞ tarafından transformatör merkezinin tesisine veya kapasite artırımı yatırımına başlanmaz. Bu kapsamda tesis edilecek yatırımlar için dağıtım şirketi veya dağıtım lisansı sahibi OSB’den bağlantı anlaşması kapsamında teminat alınmaz.
(Ek:RG-9/11/2023-32364) İletim seviyesinden bağlı tüketiciler, aynı fiyatlandırma yılı içerisinde en fazla üç defa anlaşma güçlerinin artırılmasını talep edebilirler. TEİAŞ, bu fıkra kapsamındaki güç artışı taleplerine ilişkin görüşünü, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde kullanıcıya bildirir. Bu sürenin sonuna kadar görüş bildirilmemesi durumunda güç artışı talebi kabul edilmiş sayılır. Tüketiciler, anlaşma güçlerini düşürmek amacıyla üç yılda bir defa sistem kullanım anlaşmasında değişiklik yapılmasını talep edebilir. TEİAŞ, güç düşümü taleplerine ilişkin görüşünü, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde kullanıcıya bildirir. Bu sürenin sonuna kadar görüş bildirilmemesi durumunda güç düşümü talebi kabul edilmiş sayılır. Tüketiciler, TEİAŞ tarafından verilen bağlantı görüşünde yer alan güç değerinin altına düşecek şekilde güç düşümü talebinde bulunamaz. Ancak, TEİAŞ tarafından yeni bir transformatör merkezi tesis edilerek tüketicinin mevcut transformatör merkezindeki gücünün bir kısmının yeni transformatör merkezine aktarılması halinde, anlaşma güçleri toplamının mevcut anlaşma gücünün altına düşmemesi kaydıyla güç düşümüne izin verilir. Aynı tesis için yapılan veriş ve çekiş yönündeki güç değişikliği talepleri ayrı değerlendirilir.
(Ek:RG-9/11/2023-32364) Kullanıcılar, sistem kullanım anlaşmalarında kayıtlı olan güç değerleri bu madde kapsamında revize edilmeden anlaşma gücünü aşamaz.
İletim sistemi mülkiyet sınırları
MADDE 8 – (1) Üretim veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dâhil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisler iletim sistemi mülkiyet sınırını oluşturur.
Üretim veya tüketim tesisinin iletim sistemine bağlantısının, bir başka üretim veya tüketim tesisine ait şalt sahası üzerinden yapılması hâlinde bağlantı yapılan fiderin kullanım hakkı, işletme ve bakımı TEİAŞ’a aittir. Ancak, TEİAŞ bu tür teçhizatların işletme ve bakımını ilgili üretim veya tüketim sahibi kişilere bedeli karşılığında gördürebilir.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) Transformatör merkezi, kapasitör merkezi gibi iletim tesislerinin iç ihtiyacını karşılayan ve/veya sadece bu tesislerinin mütemmim cüzü niteliğindeki bina, lojman, misafirhane vb. yerleri besleyen OG/AG transformatörleri ve bunlara ait OG ve AG şebeke, iletim tesisine ait yardımcı tesis olarak kabul edilir. Bu kapsamda olup iletim tesisi sınırları içindeki tesislerin mülkiyeti ve işletme sorumluluğu taraflar başka şekilde anlaşmaz ise TEİAŞ’a aittir. Bununla birlikte dağıtım şirketi, bu fıkra kapsamında olup iç ihtiyaç dışındaki kullanım yerlerindeki kullanıcıların dağıtım sistemi kullanıcısı olmalarını temin edecek şekilde TEİAŞ ve kullanıcılar ile gerekli anlaşmaları imzalar. Dağıtım şirketinin, sadece bu kapsamdaki bir OG/AG transformatörüne ilişkin olarak TEİAŞ ile anlaşma imzalamış olması söz konusu OG barasını dağıtım şirketinin kullanımındaki bara haline getirmez.
İletim sisteminden ayrılma
MADDE 9 – (1) (Değişik:RG-9/11/2023-32364) İletim sistemini tüketim yönlü kullanan kullanıcılar iletim sistemine bağlı tesis ve teçhizatını sistemden ayırmak suretiyle iletim sistemi kullanımını sona erdirmek istediğinde, TEİAŞ’a yazılı olarak başvurmasından itibaren, taraflar farklı bir süre üzerinde mutabık kalmadıkları takdirde, en geç 15 gün içerisinde iletim sistemi kullanımı sonlandırılır. İletim sisteminden ayrılan kullanıcının bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları feshedilir. Üretim lisansı sahibi kullanıcılar lisansları iptal edilmediği veya sona ermediği sürece iletim sisteminden ayrılmayı talep edemezler.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) TEİAŞ ile kullanıcı farklı bir süre için mutabık kalmadıkları takdirde, sistemle bağlantının fiziki olarak kesilmesini takip eden altı ay içerisinde birbirlerinin arazisinde bulunan varlıklarını kaldırır. TEİAŞ ile kullanıcının mutabık kalmaları durumunda bu süre iki yıla kadar uzatılabilir.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) İletim sisteminden herhangi bir sebeple ayrılan kullanıcının, ayrılma tarihinden itibaren bir yıl içerisinde aynı noktadan iletim sistemine yeniden bağlanma talebinde bulunması durumunda, kullanıcı ayrılma tarihinden yeniden bağlanma tarihine kadar olan süreyi kapsayan zaman dilimi için önceki anlaşma gücü üzerinden ilgili dönemin sabit iletim bedellerine göre hesaplanan bedeli TEİAŞ’a ödemekle yükümlüdür.
(Ek:RG-29/9/2018-30550) İletim sistemine bağlı üretim tesislerinin 1 (bir) yıl veya daha uzun bir süre devre dışı kalacak olması durumunda üretim lisansı sahibi tüzel kişinin TEİAŞ’a başvurusu üzerine tesise ilişkin sistem bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları feshedilmez ve kullanıcının sistemle bağlantısı kesilmez. Bu durumda kullanıcı TEİAŞ’a sabit iletim bedellerinin
%10’unu ödemeye devam eder. Tesisin bir yıldan daha kısa bir süre içerisinde devreye girmesi durumunda eksik alınmış olan bedeller kullanıcıdan tahsil edilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Dağıtım Sistemine Bağlantı ve Sistem Kullanımı
Bağlantı başvurusu
MADDE 10 – (Değişik:RG-1/6/2017-30083)
Tüketim tesisleri için dağıtım sistemine bağlantısı istenen kullanım yerinin maliki, kullanım yeri üzerinde tasarruf sahibi bulunan gerçek ve tüzel kişiler veya bunların yetkilendirdiği gerçek veya tüzel kişiler bağlanmayı talep ettikleri tarihi belirterek bulundukları dağıtım bölgesindeki dağıtım şirketine müracaat eder.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Birinci fıkra kapsamında bağlantı talebinde bulunan başvuru sahibi;
Tapu kaydını ve onaylı elektrik projesini,
İlgili idareden alınacak yapı ruhsatı veya yapı kullanma izni ya da olağanüstü hal ile genel hayata etkililik kararı alınan bölgelerde ilgili idareden verilen izinleri,
Ruhsat gerektirmeyen kullanım yerleri için mevzuat kapsamında ilgili mercilerden alınacak izin belgesini,
ç) İlgili mevzuatın zorunlu kılması halinde istenecek diğer belgeleri, dağıtım şirketine ibraz eder.
Kullanım amacıyla sınırlı bir süre için, dağıtım sistemine geçici bağlantı yaparak elektrik enerjisi temin etmek isteyen gerçek veya tüzel kişiler, elektrik projesini ve kullanım amacının gerektirdiği izin belgesini ibraz etmek kaydıyla başvuruda bulunur.
Bağlantı görüşü
MADDE 10/A – (Ek:RG-1/6/2017-30083)
Gerçek veya tüzel kişilerin, dağıtım sistemine bağlantı talebinin dağıtım şirketi tarafından bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde karşılanması esastır.
Bağlantı için yapılan başvuru, dağıtım şirketi tarafından, 4 üncü madde ile bu maddede yer alan hükümler çerçevesinde dağıtım sisteminin mevcut durumuna göre genişleme yatırımı veya yeni yatırımın gerekli olması hususları da dikkate alınarak değerlendirilir.
Dağıtım sistemine bağlanmak ve dağıtım sistemini kullanmak suretiyle elektrik enerjisi üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişinin dağıtım sistemine bağlantısı hakkındaki bağlantı görüşü; önlisans süreci kapsamında Kurum tarafından yazılı olarak istenmesi üzerine bu Yönetmelik, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde oluşturularak bildirilir. Dağıtım şirketi tarafından bağlantı görüşünün oluşturulması ve sisteme bağlantı yapılmasında sırasıyla yerli kömüre, yenilenebilir enerji kaynaklarına ve diğer kaynaklara dayalı üretim tesislerine öncelik tanınır. Diğer hallerde, elektrik piyasası mevzuatında başka özel bir düzenleme olmaması durumunda başvuru sırasına göre işlem yapılır.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) Bağlantı talebinde bulunulan tüketim tesisleri açısından;
a) Dağıtım şirketince yapılacak inceleme neticesinde başvuru tarihinden itibaren yedi iş günü içerisinde, beşinci fıkra hükümleri dikkate alınarak belirlenen bağlantı talebinin karşılanabileceği makul bir süreyi ve gerekçelerini içeren bağlantı görüşü başvuru sahibine yazılı veya kullanıcının talep etmesi halinde elektronik olarak bildirilir. Söz konusu bağlantı görüşünde; öngörülen bağlantı tarihine veya bağlantı anlaşmasının imza tarihinden itibaren öngörülen bağlantı süresine, bağlantı gerilim seviyesine, tesis edilmesi gereken dağıtım tesisleri ve/veya bağlantı hattının kapsamına, bunlara ilişkin tarafların yükümlülükleri ile öngörülen bağlantı hattına göre bağlantı bedeline ve hat katılımına ilişkin bilgilere yer verilir. Bağlantı görüşünün geçerlilik süresi (Değişik ibare:RG-9/11/2023-32364) doksan günden az olamaz.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) Tüketici niteliğindeki başvuru sahibinin bağlantı talebi aşağıdaki şartlar dahilinde karşılanır:
Meskun mahal içinde bulunan kullanım yerlerine yönelik bağlantı taleplerinin, bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihten itibaren;
Sadece AG bağlantı hattının gerekli olduğu durumlarda iki ay,
Mevcut AG şebekesinde kapasite artışı veya ilave tesis yapılması gereken durumlar ile mevcut dağıtım transformatörü tesisinde güç artışı yapılması gereken durumlarda dört ay,
Yeni bir dağıtım transformatörü veya dağıtım merkezi yapılması gereken durumlarda altı ay,
Sadece OG bağlantı hattının gerekli olduğu durumlarda dört ay,
OG bağlantı hattı dışında, iki km’ye kadar OG şebeke tesis edilmesi gereken durumlarda altı
ay,
OG bağlantı hattı dışında, iki km’den daha uzun OG şebeke tesis edilmesi gereken
durumlarda on sekiz ay,
içinde karşılanması esastır.
Bağlantı için gerekli tesislere ilişkin olarak kazı izni gereken durumlarda, (a) bendinde belirlenen ilgili süreye iki ay ilave edilir ve varsa kazı yasağı uygulanan dönem bağlantı tarihinin belirlenmesinde dikkate alınır.
Bağlantı için gerekli olan dağıtım transformatörü veya dağıtım merkezinin tesis edilebileceği uygun yerin mevcut olmaması halinde (a) bendindeki ilgili süreye altı ay ilave edilir. Ancak gerekli yerin kullanıcı tarafından tahsis edilmesi halinde bu süre ilavesi yapılmaz.
ç) Bağlantı talebinin karşılanması için yapılması gereken tesis yatırımı (a) bendinde belirtilenlerden iki veya daha fazlasını içeriyorsa bağlantı talebinin karşılanmasında (a), (b) ve (c) bentleri dikkate alınarak belirlenen sürelerden uzun olanı esas alınır.
(b) ve (c) bentlerinde yer alan izin ve süreçler açısından, dağıtım şirketinin süresi içerisinde ve uygun şekilde ilgili kamu kurumuna başvuru yapmış olması şartıyla; ilgili kamu kurumunda gerçekleşecek işlem sürecinde yaşanacak olası gecikmeler nedeniyle (b) ve (c) bentlerinde belirlenen sürelerin aşılması halinde, aşan süre kadar (a) bendindeki sürelere ekleme yapılır.
Meskun mahal dışında bulunan kullanım yerlerine yönelik bağlantı talepleri kullanıcının bağlantı başvurusunda bulunduğu tarihten itibaren en geç (Değişik ibare:RG-9/11/2023-32364) 3 yıl içinde karşılanır.
Başvuru sahibinin dağıtım sistemine bağlanmak istediği tarihin bu madde hükümlerine göre belirlenen tarihten daha sonra olması halinde bağlantı, başvuru sahibinin dağıtım sistemine bağlanmayı öngördüğü tarihe kadar yapılır.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Meskun mahal içinde bulunan ve bağımsız bölüm bazında kurulu gücü 160 kW’a kadar olan tarımsal faaliyet haricindeki kullanım yerlerine ait bağlantı talepleri AG’den karşılanır. Bu fıkra kapsamında mesken haricindeki bağlantı talepleri, başvuru sahibinin OG seviyesinden enerji talebine ilişkin yazılı başvurusu olması kaydıyla OG’den karşılanabilir.
ğ) (g) bendi kapsamı dışındaki diğer durumlarda bağlantı yapılacak gerilim seviyesi mevcut şebeke koşulları ve planlamalara göre dağıtım şirketi tarafından belirlenir.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) AG dağıtım şebekesi bulunmayan mevcut yerleşim yerlerinin ilk kez yerleşime açılan genişleme alanlarında bağlantı taleplerinin AG seviyesinden karşılanabilmesi için bir dağıtım transformatöründen beslenebilecek şekilde tarımsal faaliyet haricinde en az beş kullanım yerine ilişkin bağlantı başvurusunun yapılmış olması gerekir.
ı) (Değişik:RG-9/11/2023-32364) Ruhsata tabi olmayan kuyudan veya akarsu, gölet ve benzeri diğer su kaynaklarından tarımsal faaliyet yapma amaçlı bağlantı talepleri ile yapı ruhsatına tabi olmayan baz istasyonları ve benzeri bağlantı taleplerine, mevcut AG şebekesinin uygun olması ve yeni yatırım gerekmemesi durumunda olumlu görüş verilir. Bağlantı talebinin mevcut dağıtım şebekesinde yapılacak kapasite artışı ile karşılanabilir olması durumunda kullanıcının söz konusu kapasite artış yatırımının maliyetini üstlenmesi halinde bağlantı talebi karşılanır.
(Ek:RG-9/5/2021-31479) (Değişik:RG-9/11/2023-32364) Meskun mahal dışında bulunan kullanım yerlerinde bağlantı taleplerinin AG seviyesinden karşılanabilmesi için bir dağıtım trafosundan beslenebilecek şekilde en yakın dağıtım şebekesine, tarımsal faaliyete dayalı talepler hariç, fiili şebeke güzergahına göre uzaklığı iki km’ye kadar olan kullanım yerleri için en az beş ve uzaklığı beş km’ye kadar olan kullanım yerleri için en az on kullanım yerine ilişkin bağlantı başvurusunun yapılmış ve akabinde bağlantı anlaşması imzalanmış olması gerekir. Bu kapsamda bulunan kullanım yerlerine ilişkin bağlantı hattı mesafesi her bir kullanım yeri için iki yüz metre olarak uygulanır.
(7) (Ek:RG-9/5/2021-31479) (Değişik:RG-9/11/2023-32364) Bir OG kullanıcısına ait transformatörden ilgili transformatör malikinin muvafakati ile;
Meskun mahal dışında bulunan,
Meskun mahal içerisinde bulunan ve ilgili OG kullanıcısı ile aynı veya bitişik parselde yer
alan,
en fazla beş kullanım yerine ayrı kullanıcı olarak müstakil ölçü sistemi ile bağlantı yapılabilir. Bu
durumda söz konusu transformatör ortak kullanım haline gelen tesis olarak değerlendirilmez ve bu transformatörden bağlı kullanıcılar OG kullanıcısı olarak kabul edilir. Bu durumdaki bir tesise altıncı kullanıcının bağlanacak olması durumunda söz konusu tesisin ortak kullanım haline geldiği kabul edilir ve 37 nci madde kapsamında işlem yapılır. Ancak ortak kullanıma konu edilmesi talep edilen tesisin özel mülkiyette yer alması ve arızaya anında müdahale için uygun fiziksel koşulların olmaması durumunda söz konusu tesis devralınmayabilir.
(Ek:RG-8/9/2022-31947) (Değişik:RG-9/11/2023-32364) OG seviyesindeki tarımsal faaliyet amaçlı bağlantı taleplerinde, birden fazla talebin bulunması ve şebeke yatırımının gerekmesi halinde, bu kapsamda tesis edilen bağlantı hatları, tarımsal bağlantı hattı olarak kabul edilir. Bu çerçevede, tarımsal bağlantı hattı tesis edilmesi için, fiili şebeke güzergâhına göre uzaklığı iki km’ye kadar olan kullanım yerleri için en az iki ve uzaklığı beş km’ye kadar olan kullanım yerleri için en az beş kullanım yerine ilişkin bağlantı başvurusunun yapılmış ve akabinde bağlantı anlaşması imzalanmış olması gerekir. Bu kapsamda bulunan kullanım yerlerine ilişkin tarımsal bağlantı hattı mesafesi her bir kullanım yeri için beş yüz metre olarak uygulanır. Bu çerçevede, ortak kullanıma konu şebeke unsurları ilgili dağıtım şirketi tarafından tesis edilir. Tarımsal bağlantı hattının yapılacağı taşınmazlar için söz konusu taşınmaz malikinin muvafakatinin verilmiş olduğu kabul edilir.
(Ek:RG-8/9/2022-31947) Sekizinci fıkra kapsamında tesis edilen tarımsal bağlantı hattı, geçici kabulünün tamamlanması ile birlikte herhangi bir işleme gerek kalmaksızın dağıtım tesisi niteliğini haiz olur. Talep halinde bu hattan yeni bağlantı görüşleri verilir.
Bağlantı hattı
MADDE 10/B – (Ek:RG-1/6/2017-30083) (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
(Değişik:RG-8/9/2022-31947) Bağlantı talebine konu yerin tüketim tesisi olması halinde ilgili tüketim tesisinin dağıtım şebekesine bağlantısının sağlanması amacıyla tesis edilecek bağlantı hattının, kullanım yerinin bulunduğu kullanıcı mülkiyetindeki arazi sınırları dışında kalan kısmı;
Meskun mahal içinde bulunan OG kullanıcıları için beş yüz metreden,
Meskun mahal içinde bulunan AG kullanıcısı için altmış metre, birden fazla kullanıcı olması halinde yüz yirmi metreden,
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Meskun mahal içinde bulunan ve bağlantı anlaşmasında yer alan gücü 50 kW üstünde olan veya meskun mahal dışında bulunan AG kullanıcıları için iki yüz metreden,
fazla olamaz. Bu mesafeleri aşan kısımlar, dağıtım tesisi çerçevesinde yapılır.
Bağlantı talebine konu yerin meskun mahal dışında olduğu ve bağlantı görüşünün OG seviyesinden verildiği tüketim tesisleri için bağlantı hattının uzunluğuna ilişkin herhangi bir mesafe sınırı uygulanmaz.
Birinci ve ikinci fıkralarda yer verilen bağlantı hattı, tercih etmesi halinde kullanıcı tarafından tesis edilebilir. Bu durumda ilgili kullanıcı tarafından bağlantı bedeli ödenmez. Bunun tercih edilmemesi durumunda kullanıcı tarafından bağlantı bedeli ödenir ve bağlantı hattı dağıtım şirketi tarafından tesis edilir.
Üretim tesisleri için bağlantı hattının uzunluğuna ilişkin herhangi bir mesafe sınırı uygulanmaz.
Üretim tesisleri için bağlantı hattının bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketi tarafından tesis edildiği durumlarda gerekmesi halinde taşınmaz teminin gerektirdiği ödemeler, orman ve yol geçiş izinleri ile kazı bedeli gibi zorunlu bedeller ilgili kullanıcı tarafından karşılanır. Bağlantı hattının üreticiler tarafından tesis edileceği durumlarda gerekmesi halinde taşınmaz temini dosyalarının hazırlanması, taşınmaz temininin gerektirdiği ödemeler, orman ve yol geçiş izinleri ile kazı bedeli gibi zorunlu bedellerin karşılanması kullanıcıya ait olup kamulaştırma ve izin işlemleri dağıtım tesisine ilişkin usuller uyarınca gerçekleştirilir.
Bağlantı hattının birinci, ikinci ve dördüncü fıkralar kapsamında kullanıcı tarafından tesis edilecek olması halinde, dağıtım şirketi ile kullanıcı arasında, bağlantı hattının tesisine, kullanım haklarına ve devrine ilişkin bir tesis yapım sözleşmesi imzalanır. Sekizinci fıkra kapsamındaki bağlantı hattı enerjilendirme tarihinden itibaren beş yıl sonra, diğer bağlantı hatları enerjilendirme tarihinde herhangi bir işleme gerek kalmaksızın dağıtım şirketine devredilmiş kabul edilir. Tesis yapım sözleşmesinde buna ilişkin hükme yer verilir. Bağlantı hattına ilişkin projeyi hazırlama sorumluluğu kullanıcıya aittir, bununla birlikte dağıtım şirketi tarafından hazırlanarak kullanıcıya verilebilir.
Altıncı fıkra kapsamında tesis edilen bağlantı hattına ilişkin geçici kabul işlemleri, yetkinin dağıtım şirketinde olduğu durumlarda tesisin kabule hazır olduğuna dair kullanıcı tarafından dağıtım şirketine yapılan bildirimden itibaren on beş gün içerisinde yapılır ve sonucu kullanıcıya bildirilir. Kabul yetkisinin dağıtım şirketi dışında üçüncü bir tarafa ait olması durumunda ise dağıtım şirketi tesisin kabule hazır olduğuna dair kullanıcı tarafından dağıtım şirketine yapılan bildirimden itibaren beş gün içinde yetkili kurum/kuruluşa geçici kabul başvurusunda bulunur.
Meskun mahal dışında bulunan ve bağlantı görüşünün OG seviyesinde verildiği tüketim tesislerine ilişkin beş yüz metreden uzun OG bağlantı hatları ile üreticilerin dağıtım şebekesine bağlantısı için tesis edilen bağlantı hatları, enerjilendirme tarihinden itibaren beş yıl boyunca bağlantı hattı niteliğini korur ve bu süre sonunda dağıtım şebekesi kapsamına alınır. Bağlantı hatlarının işletme ve bakımı, tesislerin enerjilendirilmesinden itibaren dağıtım şirketinin sorumluluğundadır.
Bağlantı hatlarından, bağlantı hattını tesis eden veya bağlantı bedeli ya da hat katılım bedeli ödeyen kullanıcının muvafakatine gerek olmaksızın diğer gerçek veya tüzel kişiler faydalandırılabilir. Bağlantı hattının dağıtım şebekesi kapsamına alınmasına kadar geçen sürede bu hattan diğer gerçek veya tüzel kişilerin bağlantı taleplerinin karşılanması durumunda, mevcut bağlantı hattına bağlanması öngörülen yeni kullanıcı/kullanıcılar tarafından söz konusu bağlantı hattını tesis eden veya bu hatta ilişkin olarak bağlantı bedeli veya hat katılım bedeli ödeyen kullanıcıya/kullanıcılara bağlantı güçleri ve bağlantının sağlanacağı mesafeye bağlı olarak belirlenen hat katılım bedeli ödenir. Hat katılım
bedelinin belirlenmesi ve ödenmesine ilişkin usul ve esaslar bağlantı bedeline ilişkin tarife düzenlemelerinde yer alır.
Kullanıcının bağlantısı için gerekli olmakla birlikte bağlantı hattı dışında kalan dağıtım tesisi kapsamındaki tesisler dağıtım şirketlerince tesis edilir. Bu kapsamdaki tesisler için 21 inci madde çerçevesinde işlem yapılabilir.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Kullanıcının geçici olarak dağıtım sistemini kullanmak istemesi durumunda, geçici bağlantı, bağlantı noktasına kadar tesislerin tamamının kullanıcı tarafından yapılması ve işletme, bakım, onarım ve yenileme işlerinin kullanıcıya ait olması şartıyla gerçekleştirilir. Söz konusu tesislerden bir başka kullanıcının dağıtım sistemine bağlanmak istemesi halinde geçici tesisin sahibi tarafından muvafakat verilmesi koşuluyla üçüncü şahıslar yararlandırılabilir. Söz konusu geçici bağlantı hattının enerjilendirme tarihinden itibaren beş yıl sonra başka bir kullanıcının geçici bağlantı hattı üzerinden dağıtım sistemine bağlanmak istemesi ve bağlantı talebinin dağıtım şirketi tarafından uygun bulunması halinde, geçici bağlantı hattı dağıtım şebekesi kapsamına iz bedelle devralınır. Kullanıcının geçici bağlantı ihtiyacı ortadan kalktıktan sonra dağıtım şirketinin de ihtiyacının olmadığı tesisler kullanıcı tarafından sökülür.
Bağlantı hatlarının ilgili tüketim tesisinin bulunduğu kullanıcı mülkiyetindeki arazi sınırları içinde kalan kısmı için, bu kısımdan söz konusu arazi dışındaki başka bir kullanıcı beslenmediği sürece kamulaştırma işlemi yapılmasına gerek yoktur. Kullanıcı tarafından bu kapsamdaki tesislerin deplasesi talep edildiğinde masrafların kullanıcı tarafından karşılanması kaydıyla aynı mülkiyet sınırları içerisinde deplase işlemi gerçekleştirilebilir. Bağlantı hatlarının bunun dışındaki kısımları için gerekmesi halinde özel mülkiyetlere ilişkin kullanım izni veya muvafakat alınması kullanıcının, alınan izin veya muvafakatın tapuya tescili veya şerhine ilişkin işlemler ise dağıtım şirketinin sorumluluğundadır. Kullanıcı tarafından izin veya muvafakatın alınamadığı durumlarda veya başka sebeplerle gerekmesi halinde kamulaştırma ve izin işlemleri dağıtım tesisine ilişkin usuller uyarınca gerçekleştirilir.
Tüketim tesisleri için tesis edilecek bağlantı hattına ilişkin kazı izin işlemleri elektrik dağıtım şirketi tarafından yürütülür. Bu durumda kazıya ilişkin ilgili kurum ve kuruluşlara ödenen bedeller nedeniyle oluşacak maliyetler dağıtım şirketi tarafından kullanıcıya yansıtılır.
Başka bir dağıtım bölgesine yapılan bağlantı başvurusu
MADDE 11 – (1) Dağıtım sistemine bağlanmak isteyen üretim veya tüketim tesislerine ilişkin bağlantı başvurularının, bu tesislerin bulunduğu dağıtım bölgesindeki dağıtım şirketine yapılması esastır.
(Değişik:RG-29/9/2018-30550) Dağıtım şirketi, lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde kurulmak istenen veya dağıtım bölgesinde mevcut üretim veya tüketim tesislerinin bağlantı veya bağlantı değişikliği taleplerini, kendi dağıtım bölgesi sınırları içerisinde karşılamayı teknik veya ekonomik olarak uygun bulmaması halinde, bu durumu gerekçeleri ile birlikte yazılı olarak başvuru sahibi gerçek veya tüzel kişilere ve Kuruma, tüketim tesislerine ilişkin başvurularda saha etüdü gerektirmeyen hallerde başvuru tarihinden itibaren on işgünü, saha etüdü gerektiren hallerde ise başvuru tarihinden itibaren yirmi işgünü; üretim tesislerine ilişkin başvurularda ise her durumda başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde bildirir.
Bağlantı talebi ikinci fıkra kapsamında uygun bulunmayan başvuru sahibi gerçek veya tüzel kişiler, bildirim tarihinden itibaren otuz gün içerisinde, sisteme bağlantının teknik veya ekonomik olarak uygun olduğunu düşündükleri bağlantı noktasının bulunduğu başka bir dağıtım bölgesine bağlantı yapılması için Kuruma başvuruda bulunabilirler. Kurum, bu kapsamdaki bağlantı başvurularını ilgili dağıtım şirketine bildirir. Bağlantı başvurusu, söz konusu dağıtım şirketi tarafından değerlendirilerek, alınan karar başvuru sahibi gerçek veya tüzel kişiye ve Kuruma ikinci fıkrada belirtilen süreler içerisinde bildirilir:
Bağlantı başvurusunun karşılanmasının kabul edilmesi halinde, başvuru sahibi üretim veya tüketim tesisinin bağlantısı bu dağıtım şirketi tarafından yapılır.
Bağlantı başvurusunun, teknik veya ekonomik olarak uygun bulunmaması halinde ilgili dağıtım şirketi, bu durumu ikinci fıkrada belirtilen süreler içerisinde ilgili gerçek veya tüzel kişilere ve Kuruma bildirir.
Üçüncü fıkranın (a) bendi kapsamındaki bağlantı başvuruları bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde tüketim tesisleri açısından, ilgili dağıtım şirketi tarafından; üretim tesisleri açısından Kurul kararı ile sonuçlandırılır. Önlisans başvurusunda bulunan veya önlisans sahibi tüzel kişilerin bu madde kapsamındaki bağlantıları, Kurul tarafından uygun bulunması halinde mümkündür.
Bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları MADDE 12 – (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
Dağıtım şirketi, bu Yönetmelik ve Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği hükümleri uyarınca dağıtım sistemine bağlanması uygun bulunan tesislere ilişkin olarak EK-1’de gösterildiği şekilde ilgili taraflarla bağlantı anlaşmasını ve sistem kullanım anlaşmasını yapar. Bağlantı ve sistem kullanımına ilişkin olarak dağıtım şirketi ve kullanıcı arasında bu Yönetmelik uyarınca dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanan standart nitelikteki bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları kullanılır. Bu anlaşmaların genel hükümlerinde, Kurul onayı olmaksızın değişiklik yapılamaz. Kurul, gerektiğinde bu anlaşmaların genel hükümlerinde değişiklik yapabilir.
Dağıtım şirketi tarafından olumlu bağlantı görüşü verilen tüketim tesislerine ilişkin olarak; başvuru sahibinin bağlantı görüşü geçerlilik süresi içerisinde başvurması ve gerekli mali yükümlülükleri yerine getirmesi halinde;
Tesis sözleşmesi imzalanması gerekmeyen durumlarda başvuru tarihi ile aynı gün içerisinde, bunun mümkün olmaması durumunda ise beş iş günü içerisinde belirlenecek bir tarihte,
Dağıtım tesisi yapımına ilişkin taraflar arasında tesis veya finansman sözleşmesi veya bağlantı hattı yapımına ilişkin taraflar arasında tesis sözleşmesi imzalanması gereken durumlarda en geç yirmi iş gününü aşmayacak şekilde belirlenecek bir tarihte,
dağıtım şirketi ile başvuru sahibi arasında bağlantı anlaşması imzalanır.
Tüketim tesislerine ilişkin bağlantı anlaşmasının yapı ruhsatına dayalı olarak yapılması ve bağlantı talebine konu yerin yapı denetimine tabi olması durumunda dağıtım şirketi, bağlantı anlaşmasının özel hükümlerinde yer vermek koşuluyla kullanıcıdan yapının inşa aşamasını/aşamalarını tevsik eden belge ile iş bitim belgesinin sunulmasını ister.
Aynı bağlantı hattından beslenmesi öngörülen aynı site, apartman ve benzeri toplu yapılardaki bağımsız bölümlere ait bağlantı anlaşmaları eş zamanlı olarak imzalanır ve ortak işlemleri birlikte yürütülür. Bu anlaşmalara ilişkin elektrik projesi, yapı ruhsatı, tesis sözleşmesi gibi ortak belge ve dokümanlar ilgili ortak kullanım yerine veya diğer kullanım yerlerinden herhangi birine ait bağlantı anlaşması ile ilişkilendirilir ve bu anlaşmanın dosyasında yer alır.
Dağıtım sistemine bağlanması uygun görülen üretim tesislerine ilişkin olarak başvuru sahibi, üretim lisansına başvurmadan evvel önlisans süresi içerisinde bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları için dağıtım şirketine başvurmak zorundadır.
Üretim lisansı sahibi tüzel kişi bağlantı anlaşması imzalanması için üretim lisansı alma tarihinden itibaren en geç altmış gün içerisinde üretim lisansını dağıtım şirketine tevsik eder. Bunu takip eden otuz gün içerisinde karşılıklı yükümlülükler tamamlanarak bağlantı anlaşması imzalanır. Sistem kullanım anlaşması ise üretim lisansına konu tesisin kısmen veya tamamen geçici kabulünün yapıldığı tarihten önce imzalanır.
Altıncı fıkra kapsamında tesis edilecek dağıtım şebekesi ve/veya bağlantı hattı için dağıtım şirketi tarafından bağlantı anlaşmasında yer verilmek üzere bağlantının yapılabileceği beş yıldan uzun olmayan bir süre belirlenir. Üretim lisansında yer alan tesis tamamlama tarihinin beş yıldan uzun olduğu durumlarda bu süre için tesis tamamlama tarihi esas alınır. Dağıtım şirketi tarafından verilen sürenin uzun bulunması halinde bağlantı için gerekli bağlantı hatları bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcılar tarafından tesis edilebilir. Bağlantı için bağlantı hattının yanında dağıtım şebekesi gerekmesi durumunda dağıtım şebekesi kapsamında bulunan elektrik tesisleri 21 inci madde kapsamında kullanıcılar tarafından tesis edilebilir.
Dağıtım sistemine geçici bağlantı yaparak elektrik enerjisi temin etmek isteyen gerçek veya tüzel kişi ile dağıtım şirketi arasında kullanım amacıyla sınırlı bir süreyi içeren bağlantı anlaşması imzalanır.
Dağıtım sistemine bağlanması uygun bulunan tüketicilere ilişkin sistem kullanım anlaşması, bu tüketicilerin tedarikçileri ile yapılır.
Tüketicilere elektrik enerjisi veya kapasitesi temin etmek üzere tedarikçiler tarafından yapılan sistem kullanım anlaşması başvurularında aşağıdaki hükümler uygulanır:
Elektrik enerjisi veya kapasite satışının yapılacağı, herhangi bir dağıtım bölgesindeki ilk tüketicinin tedarikçi portföyüne dâhil olduğu ayın onuncu gününe kadar anlaşma yapmak üzere ilgili dağıtım şirketine başvuruda bulunulur.
Dağıtım şirketinin, yapılan başvuruların değerlendirilmesi sırasında talep edebileceği ilave bilgiler, talebin tebliğ edildiği tarihi izleyen beş iş günü içerisinde dağıtım şirketine verilir.
Dağıtım şirketi, başvuru tarihinden itibaren on iş günü veya ek bilgi talep edilmesi halinde yirmi gün içerisinde, sistem kullanım anlaşması için gerekli olan özel hükümleri hazırlar ve başvuru sahibi tüzel kişiye gönderir.
ç) Başvuru sahibi tüzel kişiler, talep edilen özel hükümlere ilişkin görüşlerini, tebliğ tarihinden itibaren beş iş günü içerisinde dağıtım şirketine yazılı olarak bildirir.
Tarafların mutabakatı halinde, sistem kullanım anlaşması imzalanır ve imzalanan anlaşmanın bir örneği kullanıcıya verilir.
Kuruldan devir onayı alınmak suretiyle üretim lisansı başvurusu yapmış olan tüzel kişilerle devir onayının alınmasını takiben bağlantı anlaşması imzalanabilir.
TEİAŞ trafo merkezlerine dağıtım sistemi üzerinden bağlanmak veya yönlendirilmek suretiyle sistem bağlantısı uygun görülen lisanslı üretim tesisleri için, ilgili dağıtım şirketi veya dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesi tarafından bağlantı anlaşması imzalanmasını izleyen onbeş gün içinde söz konusu anlaşmanın imzalandığına ilişkin olarak TEİAŞ’a bildirimde bulunulur.
Sisteme bağlantı yapılması
MADDE 13 – (Değişik:RG-1/6/2017-30083)
Bağlantı anlaşması yapmış olan kullanıcının tüketici olması halinde bağlantı anlaşmasının imzalanmasını takiben ve anlaşmada yer alan süre içerisinde; ilgili taraflarca bağlantı için gerekli tesis ve teçhizat tesis edilir ve bağlantı anlaşmasının ekleri tamamlanarak tesisler enerjilendirmeye hazır hale getirilir. Aynı süre içinde dağıtım şirketince tedarikçi ile yapılacak sözleşme/anlaşma için gereken tesisat numarası, sayaç bilgileri vb. yer aldığı bir belge düzenlenir ve başvurusu halinde kullanıcıya verilir, ayrıca bölgede görevli tedarik şirketine bildirimde bulunulur.
Tüketiciye ait kullanım yerinin bağlantı başvurusu tarihinde mevcut olmaması veya inşasının devam etmesi sebebiyle bağlantı başvurusu esnasında yapı kullanma izni yerine yapı ruhsatı sunulmuş ve buna istinaden bağlantı anlaşması yapılmış olması durumunda yapı kullanma izni sunuluncaya kadar birinci fıkra kapsamındaki bildirim yapılmaz ve söz konusu tesise enerji verilmez.
Birinci fıkra uyarınca işlemleri tamamlanmış bir tesisata ilk kez enerji verilebilmesi için kullanıcı tarafından dağıtım şirketine bir perakende satış sözleşmesi ibraz edilmesi veya görevli tedarik şirketi tarafından sözleşmenin imzalandığına dair dağıtım şirketine bildirimde bulunulmuş olması gerekir.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) Üçüncü fıkra kapsamında perakende satış sözleşmesinin dağıtım şirketine ulaştığı tarihten itibaren;
Kentsel ve kentaltı dağıtım bölgelerinde 24 saat içerisinde,
Kırsal dağıtım bölgelerinde 48 saat içerisinde,
kullanıcı tarafından tesis edilen ölçü cihazları ve devrelerinin ilgili bölümleri dağıtım şirketince mühürlenir, dağıtım şirketi tarafından tesis edilen sayacın okuması yapılarak ilk endeks değeri tespit edilir ve sisteme bağlantı yapılması hakkında tutanak düzenlenmek suretiyle kullanıcı tesisinin bağlantısı yapılarak enerji verilir.
(Değişik:RG-29/9/2018-30550) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler açısından üretim tesisinin geçici kabul tarihinden önce kullanıcı tarafından tesis edilen ölçü cihazları ve devrelerinin ilgili bölümleri dağıtım şirketince mühürlenir, dağıtım şirketi tarafından tesis edilen sayacın okuması geçici kabul ile birlikte yapılarak ilk endeks değeri tespit edilir ve sisteme bağlantı yapılması hakkında tutanak düzenlenmek suretiyle kullanıcı tesisinin bağlantısı sağlanır.
(Ek:RG-9/5/2021-31479) Bağlantı talebine konu kullanım yerinin bağlantı talebinin karşılanmasında elektrik dağıtım şirketlerince bağlantı görüşünden sayacın mühürlenerek enerjilendirmeye hazır hale getirilmesine ilişkin bütün süreçlerde kullanıcı memnuniyetini arttırmak
amacıyla coğrafi bilgi sistemleri, şebeke bağlantı modeli ve benzeri alt yapı sistemlerinin kullanılması esastır.
Anlaşma gücü
MADDE 14 – (1) (Değişik:RG-22/3/2022-31786) Kullanıcıya bağlantı anlaşmasında tahsis edilen kapasite, kullanıcının anlaşma gücünü oluşturur. Dağıtım sistemine bağlantı noktasından alınan veya verilen elektrik enerjisi kapasitesinin sayaçla ölçülen azami değerinin anlaşma gücünü aşmaması esastır. Ancak, arz güvenliği gerekçesiyle Bakanlık tarafından talep edilmesi durumunda, Kurul tarafından belirlenecek süre boyunca ve ilgili Kurul kararında belirtilen esaslar çerçevesinde, üretim tesisleri tarafından anlaşma gücünün üzerinde sisteme elektrik enerjisi verilebilir. Bu kapsamda anlaşma gücünün üzerinde sisteme verilen enerji güç aşımı olarak değerlendirilmez.
(Değişik:RG-1/6/2017-30083) Mesken olarak dağıtım sistemine bağlı olan kullanıcılar dışındaki bir kullanıcının anlaşma gücünü iki ay üst üste yüzde yirmiden fazla ihlal ettiğinin dağıtım şirketi tarafından tespit edilmesi ve gerekli görülmesi halinde, kullanıcıya güç ihlalinin tekrarlanmaması veya güç arttırma talebinde bulunulması gerektiği bildirilir. Bildirim tarihinden itibaren; 30 gün içerisinde güç artırımı talebinde bulunmayan veya talepte bulunduğu halde talebi kabul edilmeyenlerden takip eden 6 aylık süre içerisinde anlaşma gücünü tekrar yüzde yirmiden fazla ihlal eden tüketicilere usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri, üreticilere ise bağlantı anlaşmasında düzenlenmiş bulunan yaptırımlar uygulanır. Üretim tesisinin TEİAŞ tarafından verilen acil durum talimatı nedeniyle anlaşma gücünü ihlal etmesi halinde bu fıkra hükmü uygulanmaz.
Dağıtım şirketi, dağıtım sisteminin güvenliği üzerinde risk oluşturacak şekilde anlaşma gücünü aşan kullanıcıyı, ihlalin sonlandırılması için uyarır. Üretim şirketleri, uyarı bildirimini aldığı tarih itibarıyla, diğer kullanıcılar ise uyarı bildiriminin alınmasından itibaren otuz gün içerisinde anlaşma gücü ihlalini sonlandırmakla yükümlüdür. Bu yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde ilgili kullanıcının elektrik enerjisi kesilebilir. Elektrik enerjisinin kesilmesi ve tekrar verilmesi durumunda oluşan maliyetler, ilgili kullanıcı tarafından karşılanır.
Dağıtım şirketi, elektrik dağıtımını olumsuz yönde etkileyecek şekilde anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi alınmaması ve verilmemesi için otomatik enerji kesme sistemlerini devreye alabilir.
Dağıtım şirketinin, kullanıcılarla yaptığı bağlantı anlaşmalarında taahhüt ettiği kapasiteyi sağlayamaması durumunda oluşacak zararların tazminine ilişkin hükümler bağlantı anlaşmasında düzenlenir.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) Tüketici, anlaşma gücünü artırmak veya azaltmak üzere bağlantı anlaşmasında değişiklik yapılmasını talep edebilir. Talep edilen yeni anlaşma gücünün ilgili tüketicinin mevcut bağlantı anlaşmasındaki kurulu gücünde artış gerektirmesi halinde tüketici başvuru sırasında bir tadilat projesi sunar. Dağıtım şirketi, tüketicinin talebini inceler ve inceleme sonuçları ile uygulamaya esas cevabını, on beş iş günü içerisinde kullanıcıya yazılı olarak veya kullanıcının talep etmesi halinde elektronik olarak bildirir. Bu kapsamdaki güç artış taleplerine ilişkin işlemler, bu Yönetmelikteki yeni bağlantı talebine ilişkin hükümler çerçevesinde yürütülür. Anlaşma gücünde değişiklik yapılmasının uygun bulunması halinde, bağlantı anlaşması yapılan işlemleri içerecek şekilde tadil edilir. Bir takvim yılı içerisinde en fazla üç defa güç artışı yapılabilir.
(Değişik:RG-29/9/2018-30550) Bağlantı gücündeki artışın herhangi bir maliyet getirmesi halinde, bağlantı hattı dışındaki tesisler için 26 ncı madde çerçevesinde işlem yapılır.
Bu madde kapsamında tüketicilere ilişkin olarak yapılan anlaşma gücü değişiklikleri hakkında, dağıtım şirketi tarafından anlaşma gücü değişikliğini takip eden beş iş günü içerisinde ilgili tüketicinin tedarikçisine yazılı olarak bilgi verilir.
Üretim tesisinin kurulu gücünün değiştirilmesine bağlı olarak yapılan anlaşma gücü değişikliği talepleri hakkındaki ilgili mevzuat hükümleri saklıdır.
Dağıtım tesisi sınırları
MADDE 15 – (1) Dağıtım şirketi ile kullanıcı arasındaki tesis ve teçhizatın mülkiyet sınırları aşağıda belirtildiği şekildedir:
Dağıtım sistemine bağlı üretim tesislerinde, üretim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direği ile üretim tesisi şalt sahası arasındaki gevşek bağlantı hariç, enerji dağıtım hatları ile üretim tesisi şalt sahasına irtibatlı yer altı kablo tesisi dağıtım tesisidir.
Dağıtım sistemine bağlı tüketiciler açısından, bağlantı noktasından kullanım yerine kadar olan tesis ve teçhizat tüketicinin mülkiyetindedir. Bağlantı noktası dahil olmak üzere bağlantı noktasından itibaren hattın geri kalan kısmı dağıtım tesisidir. Ölçü tesisi ve sayaçlar; trafolu tüketiciler için tüketim trafosu 630 kVA altında olan trafoların sekonder ana barasının giriş tarafında, trafo gücü 630 kVA ve üzerinde olan tüketiciler için tüketici tesislerindeki indirici trafonun giriş tarafında, alçak gerilim tüketicileri için tüketimin başladığı anahtarlama teçhizatının giriş kısmında (kofre ve benzeri) yer alır.
(2) Üretim veya tüketim tesisinin dağıtım sistemine bağlantısının; bir başka üretim veya tüketim tesisine ait şalt sahası üzerinden veya bir dağıtım hattına girdi-çıktı şeklinde yapılması hâlinde, müştereken kullanılan veya girdi-çıktı yapılan şalt sahası veya iki ayrı dağıtım tesisine iki ayrı hat ile bağlanan üretim veya tüketim tesisine ait şalt sahası dağıtım sisteminin bir parçasıdır. Ancak, bu fıkra kapsamındaki dağıtım tesislerinin işletme ve bakımı, ilgili üretim veya tüketim tesisi sahibi kişilere gördürülebilir.
(3) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
Dağıtım sisteminden ayrılma
MADDE 16 – (1) Bağlantı anlaşmasında yer alan adresteki dağıtım sistemine bağlı tesis ve teçhizat var olduğu sürece, bağlantı anlaşması yürürlükte kalır ve bu tesisteki kullanıcı değişikliği halinde yeni bir bağlantı anlaşması yapılması talep edilmez. Kullanıcının dağıtım sistemine bağlı tesis ve teçhizatını sistemden ayırma ve dağıtım sistemini kullanımını sona erdirme hakkı saklıdır.
Kullanıcı, dağıtım sistemine bağlı tesis ve teçhizatını sistemden ayırmak istediğinde en az dört ay, dağıtım sistemi kullanımını sona erdirmek istediğinde ise en az iki ay önceden dağıtım şirketine yazılı bildirimde bulunur. Bu hüküm, elektrik enerjisi veya kapasitesi tedarik ettiği tüketiciler adına sistem kullanım anlaşması imzalayan tedarikçilerle bu amaçla imzalanan sistem kullanım anlaşmalarına uygulanmaz.
Dağıtım şirketi ile kullanıcı, farklı bir sürenin uygulanması için mutabık kalmadıkları takdirde, sistemle bağlantının fiziki olarak kesilmesini takip eden dört ay içerisinde birbirlerinin arazisinde bulunan varlıklarını kaldırır.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Enterkonneksiyon Kullanımı ve Özel Direkt Hat Tesisi
Enterkonneksiyon kullanım anlaşması
MADDE 17 – (1) Enterkonneksiyon hatlarıyla elektrik enerjisi veya kapasitesi ihracatı faaliyetinde bulunmak isteyen üretim şirketleri ve tedarik şirketleri ile elektrik enerjisi veya kapasitesi ithalatı faaliyetinde bulunmak isteyen tedarik şirketleri Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliğinde belirlenen usul ve esaslara göre enterkonneksiyon hatlarını işleten TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurur.
(2) TEİAŞ ve ilgili dağıtım şirketi, başvuru sahibinin başvurusunu, Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliğinde belirlenen usul ve esaslara göre değerlendirir ve gerekli şartları sağlayan başvuru sahibi ile EK-1’de gösterildiği şekilde enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalar.
Özel direkt hat tesisi
MADDE 18 – (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi, lisansı kapsamındaki üretim tesisi ile müşterileri, iştirakleri veya serbest tüketiciler arasında özel direkt hat tesis etmeyi talep edebilir.
Özel direkt hat tesis edilmesi, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi ile TEİAŞ veya dağıtım şirketi arasında yapılacak sistem kontrol anlaşması ile mümkündür. Sistem kontrol anlaşması, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişinin bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzaladığı tüzel kişi ile yapılır.
Dağıtım şirketiyle yapılan sistem kontrol anlaşması kapsamındaki özel direkt hat, ancak üretim tesisi ile özel direkt hattan yararlanacak tüketicinin mülkiyetindeki saha üzerinde kurulabilir. TEİAŞ ile yapılan sistem kontrol anlaşması kapsamındaki özel direkt hattın tesisinde bu şart aranmaz.
Özel direkt hattın, ulusal iletim ve dağıtım şebekesi dışında ve bu şebekeler için geçerli standartlara uygun olarak tesis edilmesi zorunludur. Özel direkt hattın kurulması ve işletilmesi için gerekli olan her türlü tesis, teçhizat ve taşınmaz başvuru sahibi tarafından edinilir.
Özel direkt hat tesis edilmesi halinde, tüketicinin üretim tesisinin barasından ayrılması durumunda gerekli olacak kapasite, sistem kontrol anlaşmasının tarafı olan TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından emreamade tutulur.
Özel direkt hat tesis edilmesi, serbest tüketicilerin tedarikçilerini seçebilmelerine engel teşkil etmez. Özel direkt hatla bağlı olan bir serbest tüketicinin tedarikçisini değiştirmek istemesi durumunda, tüketim tesisinin bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde iletim veya dağıtım sistemine bağlantısı yapılır ve özel direkt hat ile olan bağlantısı kesilir.
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişinin üretim tesisinde ürettiği elektrik enerjisini iletim veya dağıtım sistemine çıkmamak kaydıyla sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı tüketim tesisinin ihtiyacını karşılamak üzere kurulan tesis ve teçhizat özel direkt hat sayılmaz. Bu kapsamdaki tesis ve teçhizat için sistem kontrol anlaşması imzalanmaz ve emreamade kapasite tutulmaz.
Sistem kontrol anlaşması
MADDE 19 – (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişinin özel direkt hat tesis etme talebi, TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından talebin alındığı tarihten itibaren otuz gün içerisinde değerlendirilir. Özel direkt hat tesisi talebinin olumlu değerlendirilmesi halinde, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi ile TEİAŞ veya dağıtım şirketi arasında sistem kontrol anlaşması imzalanır.
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi ile TEİAŞ veya dağıtım şirketi arasında imzalanan sistem kontrol anlaşmasında, iletim ve dağıtım sistemlerinin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunmasını sağlayan hükümlere yer verilir. Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi ile TEİAŞ veya dağıtım şirketi arasında imzalanan bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında yer alan hükümlerin, iletim ve dağıtım sistemlerinin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunması için TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından yeterli görülmesi halinde sistem kontrol anlaşmasına ilişkin hükümler bağlantı anlaşmasına ek olarak düzenlenebilir.
Özel direkt hat tesis edilmesi halinde TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından tüketicinin üretim tesisinin barasından ayrılması durumunda gerekli olacak emreamade tutulan kapasite için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından TEİAŞ veya dağıtım şirketine aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde bir bedel ödenir:
Emreamade tutulan kapasite için dağıtım şirketine ödenecek bedelin hesaplanmasına ilişkin fiyatlar ile usul ve esaslar, dağıtım şirketi tarafından belirlenerek her tarife dönemine ilişkin tarife önerileriyle birlikte Kuruma sunulur ve Kurul onayı ile uygulamaya konulur. Emreamade tutulan kapasite bedelinin ödenmesine ilişkin usul ve esaslar bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde sistem kontrol anlaşması ve/veya bağlantı anlaşmasında düzenlenir.
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişinin TEİAŞ ile imzaladığı veya imzalayacağı sistem kullanım anlaşmasında yer alan anlaşma gücü, tutulması gereken emreamade kapasite miktarı dikkate alınarak belirlenir ve üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi için aylık olarak hesaplanacak iletim sistemi sistem kullanım ve sistem işletim bedelleri emreamade kapasite bedelini de içerir.
ALTINCI BÖLÜM
Kullanıcı Tarafından Tesis Edilen İletim ve Dağıtım Varlıkları
İletim varlıkları
MADDE 20 – (1) Üretim ve tüketim tesislerinin iletim sistemine bağlanabilmesi için yeni iletim tesisi ve bu tesisin sisteme bağlanabilmesi için yeni iletim hatlarının yapılmasının gerekli olduğu hâllerde; bu tesislerin yapımı için TEİAŞ’ın yeterli finansmanının olmaması veya zamanında yatırım planlaması yapılamaması durumlarında, söz konusu yatırımlar, bu tesise bağlantı talebinde bulunan tüzel kişi veya kişilerce müştereken yapılabilir veya finanse edilebilir. Bu kapsamda yapılan tesis ve hatların mülkiyeti ve işletme sorumluluğu TEİAŞ’a aittir.
Müştereken yapılacak iletim tesislerinin yatırımları, ilgili tüzel kişiler tarafından, bu kişilerin bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında belirtilen anlaşma güçleri oranında paylaşılarak karşılanır. Konuya ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından belirlenir.
Müştereken veya münferiden yapılacak iletim tesisine ilişkin geri ödemeye esas yatırım tutarı, TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan metodolojiye göre hesaplanır.
(Değişik:RG-30/7/2016-29786) Metodoloji çerçevesinde TEİAŞ tarafından belirlenen geri ödemeye esas yatırım tutarı, Türk Lirası cinsinden sabitlenerek, peşin alınmış sistem kullanım bedeli olarak değerlendirilir. Geri ödemeye esas yatırım tutarı tamamlanıncaya kadar kullanıcı sistem kullanım bedeli (katma değer vergisi hariç) ödemez. Geri ödeme tutarından mahsup edilecek sistem kullanım bedelinin hesaplanmasında, aylık iletim faturasının düzenlenme tarihinde yürürlükte olan sistem kullanım tarifesi kullanılır. Ancak, faturada yer alan katma değer vergisi tutarının tamamı ile diğer kalemler süresi içerisinde kullanıcı tarafından ödenir. Katma değer vergisi hariç fatura tutarı, TEİAŞ tarafından peşin ödenmiş sistem kullanım bedeli olarak kullanıcı adına alacak kaydedilir.
(Değişik:RG-30/7/2016-29786) Metodoloji çerçevesinde TEİAŞ tarafından hesaplanan yatırım tutarı esas alınarak TEİAŞ adına kullanıcı tarafından düzenlenen faturanın katma değer vergisi, TEİAŞ tarafından 30 (otuz) gün içinde kullanıcıya peşin olarak ödenir.
(Ek:RG-30/7/2016-29786) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Geri ödemenin başladığı tarihten itibaren beş yıl içerisinde bu madde kapsamında gerçekleşen yatırıma ilişkin toplam harcama tutarlarının geri ödemesi tamamlanamadığı takdirde, bakiye tutar ilgili kullanıcıya beşinci yılın sonunda defaten ödenir.
(Ek:RG-30/7/2016-29786) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Üretim ve tüketim tesislerinin iletim sistemine bağlanabilmesi için sistem kullanımı açısından kapasitenin yetersiz olması nedeniyle genişleme yatırımı veya yeni yatırım yapılmasının gerekli olduğu hallerde; yeterli finansmanın mevcut olmaması veya zamanında yatırım planlaması yapılamaması dolayısıyla TEİAŞ adına bağlantı yapmak isteyen tüzel kişiler tarafından yapılan iletim varlıklarının metodoloji çerçevesinde hesaplanan geri ödemeye esas yatırım tutarlarının geçici kabul tutanağının TEİAŞ tarafından onaylandığı ayı takip eden aydan itibaren en fazla beş yıl içerisinde aylık eşit taksitler halinde yapılan geri ödemeler için de dördüncü fıkra çerçevesinde iletim tarifesi kapsamındaki sistem kullanım bedelinden mahsup yöntemi uygulanır.
(Ek:RG-30/7/2016-29786) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) İletim sistemine bağlantı yapmak isteyen tüzel kişiler tarafından müştereken finanse edilen ve TEİAŞ tarafından tesis edilen iletim varlıkları için TEİAŞ ile tüzel kişiler arasında imzalanan ön anlaşma hükümleri uyarınca, TEİAŞ tarafından yapılan iletim varlıklarının gerçekleşen yatırımına ilişkin toplam harcama tutarı, sistem kullanım bedeli tahakkuk edene kadar, yapılan iletim tesis ve hatlarına ilişkin geçici kabul tutanağının TEİAŞ tarafından onaylandığı ayı takip eden aydan itibaren başlanarak ve bu tarihten itibaren en fazla beş yıl içerisinde aylık eşit taksitler halinde geri ödenir. Vadesinde geri ödenmeyen aylık taksitlere ilişkin tutara, vade tarihinden itibaren 4/12/1984 tarihli ve 3095 sayılı Kanuni Faiz ve Temerrüt Faizine İlişkin Kanun hükümlerine göre belirlenen kanuni faiz oranı uygulanır. Sistem kullanım bedelinin tahakkuk etmeye başlamasından itibaren bakiye tutar için dördüncü fıkra çerçevesinde iletim tarifesi kapsamındaki sistem kullanım bedelinden mahsup yöntemi uygulanır.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) TEİAŞ adına tesis edilen iletim varlıklarının en son geçici kabul onay tarihinden itibaren on yıl dolmadan, lisanslı kullanıcıların lisanslarının sona ermesi veya iptali, serbest tüketicilerin iletim sisteminden ayrılmak istemeleri durumunda, iletim sisteminden ayrılan kullanıcının bu madde kapsamında yapmış olduğu veya finanse ettiği yatırımların, münhasıran kendi tesislerinin bağlantıları için yapılan iletim tesisi olması ve söz konusu tesislere TEİAŞ tarafından iletim şebekesi içinde ihtiyaç duyulmaması halinde; bu yatırımlara ilişkin geri ödeme başlatılmaz, geri ödeme başlatılmış ve halen devam ediyorsa geri ödeme durdurulur.”
(Ek:RG-1/6/2017-30083) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Kullanıcının münhasıran kendi tesislerinin iletim sistemine bağlantısı için gerekli olan iletim varlıklarının TEİAŞ’ın yatırım programı kapsamında tesis edildiği durumlarda kullanıcıdan bağlantı anlaşması kapsamında alınan teminat, iletim varlıklarının en son geçici kabul onay tarihinden itibaren sistem kullanım bedeli yoluyla yatırım tutarının ödemesinin tamamlandığı tarihe kadar TEİAŞ tarafından muhafaza edilir. Kullanıcı yılda en
fazla iki defaya mahsus olmak üzere teminatının kısmi olarak iadesini talep edebilir. Bu durumda TEİAŞ nezdindeki teminat, teminat tutarından kullanıcı tarafından ilgili yatırıma ilişkin iade başvurusu tarihine kadar ödenen sistem kullanım bedeli düşülmek suretiyle güncellenir.
(Ek:RG-9/5/2021-31479) Lisanslı kullanıcıların lisansının beş yıldan önce sona ermesi veya iptali, serbest tüketicilerin ise beş yıldan önce iletim sisteminden ayrılmaları ve bunların sisteme bağlanması için TEİAŞ’ın yatırım programı kapsamında tesis edilen iletim varlıklarına TEİAŞ tarafından iletim şebekesi içinde ihtiyaç duyulmaması halinde, bağlantı anlaşması kapsamında alınan teminattan kullanıcı tarafından ayrılma tarihine kadar ödenmiş toplam sistem kullanım bedeli düşülmek suretiyle bulunacak tutar TEİAŞ tarafından irat kaydedilir.
Dağıtım varlıkları
MADDE 21 – (1) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Üretim ve tüketim tesislerinin dağıtım sistemine bağlanabilmesi veya dağıtım sistemine bağlı üretim ve tüketim tesislerinin güç artışı taleplerinin karşılanabilmesi için, sistem kullanımı açısından kapasitenin yetersiz olması nedeniyle, genişleme yatırımı veya yeni yatırım yapılmasının gerekli olduğu hallerde, söz konusu yatırım dağıtım şirketi adına, bağlantı yapmak isteyen veya güç artışı talep eden gerçek veya tüzel kişi tarafından ilgili mevzuat kapsamındaki teknik standartlar sağlanarak yapılabilir veya yeterli finansmanın mevcut olmadığı hallerde finanse edilebilir.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Başvuru sahibinin gerekli dağıtım şebekesinin yapımını üstlenmeyi tercih etmesi durumunda; dağıtım şirketi ile başvuru sahibi arasında bağlantı anlaşması ile eş zamanlı olarak, ilgili dağıtım tesisine ilişkin finansman ve bağlantı koşulları gibi hususların düzenlendiği tesis yapım sözleşmesi imzalanır. Bu durumda söz konusu dağıtım tesisinin projesinin hazırlanması başvuru sahibinin sorumluluğunda olup, projenin hazırlanabilmesine ilişkin etüt için gerekli olan tüm bilgiler dağıtım şirketi tarafından sağlanır. Finansman yönteminde ise dağıtım şirketi ile başvuru sahibi arasında tesis edilecek dağıtım varlıklarının maliyetinin finanse edilmesine ilişkin koşulların yer aldığı bir sözleşme imzalanır. Bu yöntemde proje hazırlama sorumluluğu dağıtım şirketine aittir.
(Değişik:RG-29/9/2018-30550) Bu durumda gerçekleşen yatırıma ait bedel, dağıtım şirketi tarafından bağlantı görüşünde verilen bağlantı talebinin karşılanabileceği tarihteki yıl içerisinde en fazla on iki aylık eşit taksitle, yatırımı yapan veya finanse eden gerçek veya tüzel kişiye, muhataba ulaşılamaması halinde tesisin bulunduğu yerdeki en yakın banka ya da PTT şubesine, hak sahip veya sahipleri adına yatırılarak ödenir. Dağıtım tesisinin geçici kabulünün, dağıtım şirketinin bağlantıyı karşılayabileceğini öngördüğü tarihten sonra yapılması halinde ödeme geçici kabulün yapıldığı tarihi takip eden yıl içerisinde yapılır. Söz konusu dağıtım tesisinin bulunduğu yerlere ilişkin kamu yararı, irtifak hakkı tesisi veya devir kararının veya orman kesin ve/veya ön izin belgesinin alındığı tarihte, geri ödemenin yapılacağı yıla kadar alınmamış olması halinde ise ödeme, bu kararların ve/veya ilgili resmi izinlerin alındığı yılı takip eden yıl içerisinde yapılır. Dağıtım şirketi ilgili dağıtım tesisini, varlık kayıtlarına ödemenin yapıldığı tarihte ekler.
Yapılacak olan yatırımla ilgili işin başlangıcından kesin kabulünün yapılmasına kadar gerçekleştirilecek iş ve işlemler, alınabilecek avanslar, yatırım bedelinin hesaplanması, ödenmesi ve alınacak teminatlar ile ilgili olarak dağıtım şirketleri tarafından teklif edilen ve Kurul tarafından onaylanan metodoloji kullanılır.
(Değişik:RG-1/6/2017-30083) Bu madde hükümleri uyarınca yapılan dağıtım tesisinin geçici kabulünün yapıldığı ayı takip eden aydan itibaren, geri ödemenin yapılacağı ilk taksit tarihine kadar geri ödemesi yapılmamış tutar Tüketici Fiyat Endeksi oranında güncellenir. Vadesinde geri ödemesi yapılmamış taksitlere ilişkin tutara, vade tarihinden itibaren 3095 sayılı Kanuni Faiz ve Temerrüt Faizine İlişkin Kanun hükümlerine göre belirlenen kanuni faiz oranı uygulanır.
(Ek:RG-9/5/2021-31479) Bu madde kapsamında kullanıcılar tarafından tesis veya finanse edilen dağıtım varlıklarına ilişkin olarak EK-2 ve EK-3’te yer alan tablolar dağıtım şirketleri tarafından her yıl hazırlanır ve takip eden yılın 31 Mayıs tarihine kadar Kuruma sunulur.
YEDİNCİ BÖLÜM
Ortak Hükümler
Ödeme yükümlülüğü
MADDE 22 – (1) Kullanıcı, Kurum tarafından iletim, dağıtım, ithalat veya ihracat faaliyetine ilişkin olarak onaylanan tarifeler üzerinden hesaplanan bedeller ile ithalat ve ihracat faaliyetine ilişkin Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliğinde öngörülen diğer bedelleri TEİAŞ ve dağıtım şirketine ödemekle yükümlüdür. Dağıtım sistemine bağlanan kullanıcılardan onaylanan tarifeler kapsamında alınan bağlantı bedeli, bir defaya mahsus olmak üzere ve ilk bağlantı anlaşması yapılması esnasında tahsil edilir ve geri ödenmez.
TEİAŞ ve dağıtım şirketi, kullanıcıya tahmini bir bedel tahakkuk ettirdiği takdirde, kesinleşen bedel üzerinden gerekli düzeltmeleri yapar.
Bağlantı varlıklarının işletme ve bakım masrafları, bağlantı sınırları dahilinde ilgili taraflarca karşılanır.
Zamanında ödenmeyen borçların tahsiline ilişkin hususlar, bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması ve enterkonneksiyon kullanım anlaşması kapsamında düzenlenir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 23 – (1) Kullanıcı, Kurum onayına sunulacak bağlantı, sistem kullanım ve sistem işletim bedelleri ile ilgili mevzuat kapsamında tahsil edilen diğer bedellerin hesaplanabilmesi için TEİAŞ ve dağıtım şirketi tarafından talep edilen verileri sağlamakla yükümlüdür.
(2) TEİAŞ ve dağıtım şirketi, bu kapsamda edindikleri veriler ile görevlerini yürütürken sahip oldukları diğer her türlü veriyi amacına uygun olarak kullanmak zorundadır.
Teminatlar
MADDE 24 – (1) (Değişik:RG-29/9/2018-30550) İletim ve dağıtım sistemlerine bağlantı, sistem kullanımı ve enterkonneksiyon kullanımı kapsamında kullanıcılardan aşağıdaki teminatlar alınır:
Bağlantı anlaşmaları kapsamında; sisteme bağlantı yapılmasının veya bağlantı değişikliğinin ilave yatırım gerektirmesi durumunda, söz konusu yatırımların TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından gerçekleştirilmesi halinde ilgili kullanıcıların mali yükümlülüklerini yerine getirmesini sağlamak üzere alınan teminatlar.
(Değişik:RG-9/11/2023-32364) Sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmaları kapsamında; 22 nci maddede tanımlanmış olan ödeme yükümlülüklerinin teminat altına alınabilmesini teminen, sistem kullanım anlaşması ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmasında belirlenen teminatlar. Mevcut sözleşmeleri çerçevesinde yap işlet devret ve işletme hakkı devri kapsamında yer alan üretim tesislerine ilişkin sistem kullanım anlaşmaları kapsamında veriş yönlü olarak ilgili kullanıcılardan teminat alınmaz.
(2) Teminata ilişkin belgeler, bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarının imzalanması aşamasında diğer belgelerle birlikte kullanıcı tarafından TEİAŞ veya dağıtım şirketine sunulur.
(3) (Ek:RG-29/9/2018-30550) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) İletim sistemini kullanan üreticilerin ve tüketicilerin sistem kullanım anlaşmalarında belirlenen teminatların;
Tarife değişikliği nedeniyle yetersiz kalması durumunda Kurul tarafından onaylanan iletim tarifesinin Resmî Gazete’de yayımlandığı tarihten itibaren en geç bir ay içerisinde,
Ödenmeyen borç karşılığı mahsup edilmesi sebebiyle yetersiz kalması durumunda mahsup tarihini takiben yedi iş günü içerisinde,
TEİAŞ’ın yapacağı bildirim sonrasında sistem kullanım anlaşmasında belirlenmiş olan süreler içerisinde tamamlanmaması veya yenilenmemesi durumlarında TEİAŞ, kullanıcı ile arasındaki sistem kullanım anlaşmasını fesheder. Anlaşma gücü değişikliklerinde teminat yeniden hesaplanır ve ek teminat mektubu verilmesi gereken durumlarda teminat mektubu TEİAŞ’a sunulmadan anlaşma onaylanmaz.
(4) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Dağıtım şirketlerinin dağıtım sistem kullanımı kapsamında teminat almasına ilişkin hususlar Kurum tarafından çıkarılacak usul ve esaslarda düzenlenir.
Ödeme prosedürü
MADDE 25 – (1) (Değişik:RG-1/6/2017-30083) TEİAŞ veya dağıtım şirketi, her türlü vergi ve yükümlülükler de ilave edilmiş olan ayrıntılı ödeme bildirimini, takip eden ay içerisinde kullanıcıya gönderir.
(Değişik:RG-29/7/2023-32263) Kullanıcı, ödeme bildiriminin tebliğ edildiği günü izleyen onbeş gün içerisinde bildirimde yer alan tutarı, TEİAŞ veya dağıtım şirketine öder. Ödemede gecikilen süre için 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre hesaplanan gecikme zammı uygulanır. İletim sistemi kullanıcıları hakkında bu oran iki kat olarak uygulanır.
Maddi hatalar dışında, ödeme bildirimi içeriğine yapılan itiraz ödemeyi durdurmaz. TEİAŞ veya dağıtım şirketinin hatası nedeniyle fazla ödenmiş olan tutara, ödeme bildiriminin tebliğ edildiği tarihten itibaren onbeş gün içerisinde itirazda bulunulabilir. İtirazın kısmen veya tamamen haklı bulunması halinde fazla ödenen tutar, ödeme tarihinden itibaren 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre hesaplanan gecikme zammı ile birlikte kullanıcıya iade edilir.
Tadilat
MADDE 26 – (1) Bağlantı anlaşmasında belirlenen sahaya özgü teknik ve fiziki şartlarda işletme esnasında herhangi bir değişiklik veya yenilemenin, anlaşmanın her iki tarafını da etkilemesi durumunda, değişiklik ya da yenileme işlemi tadilat olarak kabul edilir.
TEİAŞ veya dağıtım şirketi ya da kullanıcı, tadilatın gerekli olduğu durumlarda bağlantı anlaşmasının diğer tarafına tadilat talebinde bulunur.
Tadilat talebinin TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından yapılması halinde:
TEİAŞ veya dağıtım şirketi, yapılması önerilen tadilatın ayrıntılarını ve tadilatın gerçekleştirilmesi için öngörülen tarihi ve süreyi içeren tadilat teklifini ilgili kullanıcılara eşzamanlı olarak gönderir.
Kullanıcı, tadilat teklifine ilişkin görüşlerini, tadilat teklifinin tebliğ edildiği tarihten itibaren onbeş gün içerisinde TEİAŞ veya dağıtım şirketine bildirir.
TEİAŞ veya dağıtım şirketi, kullanıcının görüşlerini de dikkate alarak otuz gün içerisinde tadilat kapsamını belirler ve ilgili kullanıcıya tebliğ eder. TEİAŞ veya dağıtım şirketi ile kullanıcı arasındaki tadilat kapsamına ilişkin anlaşmazlıklarda bu Yönetmeliğin 35 inci maddesi hükümleri uygulanır.
Tadilat talebinin iletim veya dağıtım sistemine bağlı kullanıcı tarafından yapılması halinde:
Kullanıcı, yapılması önerilen tadilatın ayrıntılarını ve tadilatın gerçekleştirilmesi için öngörülen tarihi ve süreyi içeren tadilat teklifini TEİAŞ veya dağıtım şirketine gönderir.
TEİAŞ veya dağıtım şirketi; tadilat talebinden etkilenmesi muhtemel diğer kullanıcıların da görüşlerini almak suretiyle tadilat teklifini, tadilat teklifinin tebliğ edildiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde karara bağlar ve kullanıcıya tebliğ eder. TEİAŞ veya dağıtım şirketi ile kullanıcı arasındaki tadilat kapsamına ilişkin anlaşmazlıklarda 35 inci madde hükümleri uygulanır.
(Ek:RG-9/11/2023-32364)(4) Taraflar arasında tadilata ilişkin olarak; teknik hususların, taraflara ait sorumlulukların, tadilatın gerçekleştirilmesi için öngörülen tarih, süre ve maliyetlerin de yer aldığı bir protokol düzenlenir.
Tadilat talebinin kullanıcı tarafından yapılması halinde, iletim veya dağıtım sisteminde kapasite artışı yatırımı gerektiren tadilatlarda, bağlantı noktasına kadar olan kısmın maliyeti TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından, bağlantı noktasından itibaren kullanım yerine kadar olan kısmın maliyeti ise kullanıcı tarafından karşılanır. Diğer hallerde oluşan maliyetler kullanıcı tarafından karşılanır.
(Değişik:RG-1/6/2017-30083) Tadilat talebinin dağıtım şirketi tarafından yapılması halinde kullanıcı sorumluluğunda bulunan tesisler dahil olmak üzere tüm maliyetler dağıtım şirketi tarafından karşılanır.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) Tadilat talebinin TEİAŞ tarafından yapılması halinde, kullanıcı sorumluluğunda bulunan tesisler dahil yapılması gereken iş ve işlemlerin, mülkiyet, görev, yetki ve sorumluluk sınırları dahilinde TEİAŞ ve kullanıcı tarafından eş zamanlı olarak tamamlanması esastır. Tadilat maliyetleri; mülkiyet, görev, yetki ve sorumluluk sınırları dikkate alınarak TEİAŞ ve kullanıcı
tarafından karşılanır. Ancak, mevcut trafo merkezinin TEİAŞ mülkiyetindeki sahasında yenilenmesinden doğan işler (tevsiat, deplase vb.) TEİAŞ tarafından yapılır ve/veya yaptırılır.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) Mevcut bir trafo merkezinin bulunduğu yerden başka bir yere tesis edilmesi veya yeni bir trafo merkezi tesis edilmesi halinde dağıtım şebekesinde yapılacak olan tevsiat, deplase vb. işler ile yeni dağıtım şebekesi dağıtım şirketi tarafından yapılır.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) (Değişik:RG-29/9/2018-30550) İletim veya dağıtım sistemine bir üretim tesisinin bağlantısı sebebiyle TEİAŞ ve/veya dağıtım şirketi tarafından gerekli görülen fider dönüşümleri kapsamındaki tadilat, dönüşüm yapılacak tesisten sorumlu ilgili şebeke işletmecisi tarafından yapılır. İlgili şebeke işletmecisinin talep etmesi halinde, söz konusu dönüşüm işlemleri 20 ve 21 inci maddeler kapsamında üretim lisansı sahibi tüzel kişi tarafından üstlenilebilir.
Kullanıcı bağlantısının veya enerjisinin kesilmesi
MADDE 27 – (1) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) TEİAŞ ve dağıtım şirketi, aşağıda belirtilen şartların herhangi birinin gerçekleşmesi durumunda, kullanıcının tesis ve teçhizatının bağlantısını veya kullanıcının enerjisini kesebilir:
Bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmaları ile ilgili mevzuat hükümleri gereğince enerji kesilmesini gerektiren durumlar.
İletim veya dağıtım sisteminin herhangi bir bölümünün veya enterkonneksiyon hattının TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından test ve kontrolünün, tadilatının, bakımının, onarımının ya da genişletilmesinin gerektirdiği durumlar.
Mücbir sebep hallerinden birine bağlı durumlar.
ç) Can ve mal emniyetinin sağlanmasının gerektirdiği durumlar.
İletim veya dağıtım sistemini ya da enerji alınan veya verilen başka bir sistemi etkileyen veya etkileme ihtimali olan kaza, sistem arızası ya da acil durumlar.
İletim sistemine bağlı üretim şirketleri ve tüketiciler ile dağıtım sistemine bağlı üretim şirketlerinin sistem kullanım ve/veya sistem işletim bedellerine ilişkin ödeme yükümlülüğünü yerine getirmediği durumlar.
14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri gereğince, Enerji Piyasaları İşletme A.Ş. tarafından yapılan bildirim doğrultusunda enerji kesilmesini gerektiren durumlar.
Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasının herhangi bir sebeple feshedilmiş olması.
ğ) Son kaynak tedariki kapsamında görevli tedarik şirketine olan elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ödeme yükümlülüğünü yerine getirmeyen iletim sistemine bağlı tüketicilerin görevli tedarik şirketleri tarafından yapılan ikinci bildirim sonrasında enerjilerinin kesilmesini gerektiren durumlar.
(Değişik:RG-9/5/2021-31479) Birinci fıkranın (a) bendi kapsamında yapılacak kesintilerde, TEİAŞ ve dağıtım şirketi kullanıcıya en az beş işgünü önceden; birinci fıkranın (b) bendi kapsamında yapılacak kesintilerde TEİAŞ kullanıcıya en az beş işgünü önceden, dağıtım şirketi ise dağıtım sistemine bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiye en az beş işgünü önceden, dağıtım sistemine alçak ve orta gerilim seviyesinden bağlanan tüketicilere de en az iki gün önceden, birinci fıkranın (e) ve (g) bentleri kapsamında yapılacak kesintilerde TEİAŞ ve dağıtım şirketi kullanıcıya en az yedi gün önceden, birinci fıkranın (f) bendi kapsamında yapılacak kesintilerde TEİAŞ ve dağıtım şirketi iki gün önceden bildirimde bulunur. Birinci fıkranın (ğ) bendi kapsamında yapılacak kesintilerde, görevli tedarik şirketinin TEİAŞ’a bildirim tarihinden sonra en geç 5 iş günü içerisinde TEİAŞ tarafından kesme bildirimi düzenlenmek suretiyle kesinti yapılır. Diğer bentler kapsamında enerji kesintisinin gerekmesi durumunda ise mümkün olması halinde kullanıcının kesinti yapılmadan önce bilgilendirilmesi zorunludur.
Enerji kesintisine neden olan durum ortadan kalktıktan sonra kullanıcıya ait tesis ve teçhizat mümkün olan en kısa sürede yeniden enerjilendirilir.
Kullanıcının bir bağlantı noktasında enerjisinin kesilmesini yazılı olarak talep etmesi halinde, söz konusu talep, kullanıcıyla varılan mutabakata göre TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından yerine getirilir.
TEİAŞ ve dağıtım şirketinin, kullanıcının yazılı isteği üzerine veya kullanıcıdan kaynaklanan nedenlere dayalı enerjiyi kesme ve tekrar verme işlemleri ile ilgili olarak yaptığı harcamalar, kullanıcı tarafından karşılanır.
Erişim ve müdahale hakkı
MADDE 28 – (1) Kullanıcı, mülkiyetin gayri ayni haklar da dahil olmak üzere; bağlantı, iletim ve dağıtım sistemi varlıklarının tesisi, işletmesi, bakımı, kontrolü, test edilmesi, sökülmesi ve sayaçlara zaman sınırlaması olmaksızın erişim amacıyla TEİAŞ ve dağıtım şirketine gerekli izni sağlar.
Kullanıcı yukarıda sayılan hakları tapu siciline masraflarını kendisi karşılayarak TEİAŞ veya dağıtım şirketi lehine tescil ettirebilir. Bağlantı anlaşmasında bir hüküm yoksa kira için bedel alınmaz.
Bir bağlantı anlaşması tarafı, temsilcileri, çalışanları ve davet ettiği sair kimseler hiçbir şekilde bağlantı anlaşmasının diğer tarafının tesis ve teçhizatına, aşağıdaki haller dışında, ilgili tarafın izni olmaksızın müdahalede bulunamaz:
Can ve mal emniyetinin sağlanması için yapılması gereken acil durum müdahaleleri,
TEİAŞ ve dağıtım şirketinin, iletim ve dağıtım sistemini ilgili mevzuat uyarınca işletebilmek amacıyla yapacağı müdahaleler.
İlgili mevzuat uyarınca TEİAŞ'a ait trafo merkezlerinde dağıtım şirketi tarafından yapılacak enerji analizörü ve kompanzasyon tesisleri için TEİAŞ tarafından uygun bulunması koşuluyla tesislere erişim için gerekli izin verilir.
TEİAŞ’a ait trafo merkezlerinde bulunan dağıtım fiderlerinde arıza durumlarına münhasır olmak üzere dağıtım şirketince açma kapama talep edilmesi halinde, bu talep şebeke güvenliğini sekteye uğratmayacak şekilde yazılı, elektronik imza, faks gibi yöntemlerden herhangi biriyle karşılanabilir.
Devir, temlik ve rehin
MADDE 29 – (1) Kullanıcıların bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmaları kapsamındaki haklarının veya yükümlülüklerinin, başkalarına devir, temlik ve rehnine ilişkin hususlar ilgili anlaşmalarda düzenlenir.
Hizmet alımı
MADDE 30 – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketi ile kullanıcı, önceden birbirlerinin yazılı onayını almaksızın, tarafı oldukları bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları kapsamındaki yükümlülüklerini ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak hizmet alımı yoluyla başkalarına gördürebilir. Hizmet alımı yoluna gidilmesi, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları ile bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin devri anlamına gelmez. Hizmet alımı yapan kullanıcı, bu durumu uygulamanın başlamasından en az üç iş günü önceden TEİAŞ veya dağıtım şirketine yazılı olarak bildirir.
Gizlilik
MADDE 31 – (Değişik:RG-9/11/2023-32364)
Bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarının tarafları, bu Yönetmeliğin uygulanması sonucu ya da piyasa faaliyetleri veya başka bir yolla sahip oldukları ve açıklandığı takdirde ticari ilişkilere zarar verebilecek bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve bu bilgileri, ilgili mevzuatta belirtilen kamu kurum ve kuruluşları ile yargı organları dışında, kendi iştirakleri veya hissedarları olan tüzel kişiler dâhil üçüncü şahıslara açıklamamak ve ilgili mevzuat ile öngörülen hususlar dışında kullanmamakla yükümlüdür.
Teknik veriler; ulusal veya uluslararası düzeyde teknik danışmanlık hizmetleri, Ar-Ge projeleri ve akademik iş birliği çalışmaları kapsamında, veri gizliliğinin teminine ilişkin gerekli koşulları sağlamak ve çalışma veya proje konusunun zorunlu kıldığı verilerin dışına çıkmamak şartıyla, üniversiteler, enstitüler, kamu kurum ve kuruluşları ile paylaşılabilir.
Gerçeğe aykırı beyan
MADDE 32 – (1) Bağlantı yapılacak tesisin mülkiyetine ilişkin olarak gerçeğe aykırı beyanda bulunulduğunun tespit edilmesi halinde, TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından talep sahibinden bağlantı anlaşması yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı belgeleri üç iş günü içerisinde sunması istenir. Bağlantı anlaşması yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı bir belgeyi sunmayan talep sahibine, gerçeğe aykırı beyanda bulunduğu tespit edilenler hakkında yapılacak işlemler uygulanır.
Gerçeğe aykırı beyanda bulunduğu tespit edilen talep sahibinin bağlantı anlaşması ve varsa sistem kullanım anlaşması iptal edilir.
Talep sahibinin bağlantı anlaşmasında mülkiyet durumunu gerçeğe aykırı olarak beyan etmesi sonucu TEİAŞ veya dağıtım şirketinin uğradığı zararlar talep sahibi tarafından karşılanır.
Bu madde hükümleri, mahiyetine uygun olduğu ölçüde, gerçeğe aykırı beyanda bulunarak TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi ile enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalayanlar hakkında da uygulanır.
Mücbir sebepler
MADDE 33 – (1) (Değişik:RG-1/6/2017-30083) Bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarının tarafı olan kullanıcılar; anlaşmalar ve bu Yönetmelik kapsamındaki herhangi bir yükümlülüğü Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 35 inci maddesinde belirtilen mücbir sebep olayları sonucunda yerine getiremediği takdirde ilgili şebeke işletmecisine başvurur. Bu başvurunun uygun bulunması durumunda mücbir sebep olayının ya da etkilerinin devam ettiği ve yükümlülüğün yerine getirilmesini engellediği süre boyunca etkilenen yükümlülükler ertelenir veya askıya alınır.
(2) Mücbir sebep nedeniyle yükümlülüğünü yerine getiremeyen kullanıcı, mücbir sebebe yol açan koşulları, olayın oluşumunu ve tahmini süresini açıklayan mücbir sebep bildirim raporunu, mücbir sebebin süresi boyunca yükümlülüklerini yerine getirememe durumunu ortadan kaldırmak için aldığı önlemleri ve güncel bilgileri içeren düzenli raporları TEİAŞ veya dağıtım şirketine göndermek zorundadır.
Feragat
MADDE 34 – (1) Kullanıcılar yazılı olarak haklarından feragat etmedikleri sürece, bu Yönetmelik ile bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmaları kapsamındaki hakların kullanılmasındaki gecikme bu haklara herhangi bir şekilde zarar vermez ve bu haklardan feragat edildiği anlamına gelmez. Bir hakkın kısmen kullanılması, bu hakkın veya başka bir hakkın ileride kullanımını engellemez.
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 35 – (1) TEİAŞ, dağıtım şirketi ve lisans sahibi kullanıcılar; bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarının hükümleri veya anlaşma hükümlerinde yapılacak değişiklikler üzerinde mutabakata varamamaları halinde, oluşan ihtilafların çözümü için öncelikle Kuruma başvuruda bulunabilirler. Söz konusu başvuru, Kurul tarafından ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda ve başvuru tarihinden itibaren altmış gün içerisinde sonuçlandırılır.
(2) Birinci fıkra kapsamında, bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarının uygulamasından doğan anlaşmazlıklar görevli ve yetkili mahkemelerde çözülür.
Bildirimler
MADDE 36 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca Kurum tarafından yapılan bildirimler, 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Kullanıcı mülkiyetindeki elektrik tesislerinin dağıtım şirketince devralınması MADDE 37 – (Başlığı ile Birlikte Değişik:RG-1/6/2017-30083)
Kullanıcı mülkiyetindeki elektrik tesislerinden aşağıdaki şartları taşıyanlar, Kurul tarafından belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde dağıtım şirketince devralınır:
İlgili kurum veya kuruluş tarafından talep edilmesi halinde; milli güvenliği ilgilendiren kurum ve kuruluşlara enerji sağlayan dağıtım tesisi kapsamındaki hat ve tesisler,
Yeni bir bağlantı kapsamında ortak kullanıma konu olacak dağıtım tesisleri ile yeni bağlantı sebebiyle dağıtım tesisi kapsamına girecek tesisler,
Mevcut tesisi kullanacak şekilde iyileştirme ve/veya kapasite artış yatırımı gerektiren dağıtım tesisleri,
ç) Dağıtım şirketince dağıtım şebekesi içinde başka bir amaçla da faydalanılmak üzere devralınması uygun görülen diğer dağıtım tesisleri.
gidilir.
Birinci fıkranın (a) bendi hariç devre rıza gösterilmemesi halinde kamulaştırma yoluna
Kullanıcı tarafından tesis edilmiş olan dağıtım tesislerinin işletme, bakım, onarımı dağıtım
şirketince yapılır.
Bu madde kapsamında devralınacak tesislerin devir alma işlemlerinin başlatılması ile birlikte dağıtım şirketi tarafından bu tesislere yatırım yapılabilir ve bu tesislerden başka kullanıcıların bağlantı talepleri karşılanabilir.
Üretim tesislerinin bağlantısını sağlayan hatların dağıtım şirketine devri MADDE 38 – (Mülga:RG-1/6/2017-30083)
Atıflar
MADDE 39 – (1) 27/3/2003 tarihli ve 25061 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında İletim ve Dağıtım Sistemlerine Bağlantı ve Sistem Kullanımı Hakkında Tebliğe yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Millî güvenliği ilgilendiren kurum ve kuruluşların mülkiyetinde bulunan tesisler EK MADDE 1 – (Ek:RG-1/6/2017-30083)
Millî güvenliği ilgilendiren kurum ve kuruluşların mülkiyetinde olup bu kurum ve kuruluşların tesislerine elektrik enerjisi sağlayan orta gerilim seviyesinden bağlı hat ve tesislerin, dağıtım tesisi sınırından dağıtım transformatörü alçak gerilim pano girişine kadar olan bölümünün işletme, bakım ve onarımı ilgili kurum ve kuruluşların talep etmesi hâlinde bölgede görevli dağıtım şirketi tarafından yapılır.
Birinci fıkra kapsamındaki işletme, bakım ve onarım faaliyetleriyle ilgili olarak Milli Savunma Bakanlığı ile elektrik dağıtım şirketleri tarafından; tesislere erişim yetkisi ve usulü, verilecek hizmetlerin niteliği, bakım periyodu, arızalara müdahale süreleri, hizmet bedelinin tespiti, ödeme usulü vb. hususları düzenleyen bir tip protokol hazırlanır ve onaylanmak üzere Kuruma sunulur. Tip İşletme Hizmet Protokolü, Kurul tarafından gerekli görülen değişiklikleri ve/veya ilaveleri içerecek şekilde onaylanır. Protokolün taraflar arasında imzalanmasını takiben elektrik dağıtım şirketleri söz konusu işletme, bakım ve onarım hizmetlerini yapmaya başlar.
Bu madde kapsamındaki tesislerde yeni yatırım gerekmesi durumunda söz konusu yatırım ilgili kurum ve kuruluşlarca yapılır.
Kullanıcı tarafından tesis edilen iletim ve dağıtım varlıklarına ilişkin metodoloji
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 20 nci maddenin üçüncü fıkrası uyarınca TEİAŞ tarafından hazırlanacak olan kullanıcı tarafından tesis edilen iletim varlıklarının geri ödemelerine ilişkin metodoloji, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren iki ay içerisinde Kuruma sunulur.
21 inci maddenin dördüncü fıkrası uyarınca dağıtım şirketleri tarafından teklif edilecek olan kullanıcı tarafından tesis edilen dağıtım varlıklarının geri ödemelerine ilişkin metodoloji, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren iki ay içerisinde Kuruma sunulur.
(Ek:RG-1/6/2017-30083) Bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden önceki dönemde kullanıcı tarafından tesis edilmiş olan ve bir sözleşme/protokol ile bedelsiz olarak veya işletme ve bakım karşılığı TEİAŞ veya dağıtım şirketine devredilmiş olan iletim ve dağıtım varlıkları ile üretim tesislerinin iletim veya dağıtım sistemine bağlantısı için kullanıcılar tarafından tesis edilen fider dönüşümü işlerine ilişkin olarak ilgili kullanıcı tarafından geriye dönük olarak herhangi bir geri ödeme talebinde bulunulamaz.
Dağıtım varlıklarının mahsup yöntemiyle geri ödenmesi (Değişik başlık:RG-30/7/2016-29786) GEÇİCİ MADDE 2 – (1) (Değişik:RG-30/7/2016-29786) Bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden önceki dönemde; üretim ve tüketim tesislerinin dağıtım sistemine bağlanabilmesi için, sistem kullanımı açısından kapasitenin yetersiz olması nedeniyle, genişleme yatırımı veya yeni yatırım yapılmasının gerekli olması ve yeterli finansmanın mevcut olmaması dolayısıyla dağıtım şirketi adına, bağlantı yapmak isteyen gerçek veya tüzel kişi tarafından yapılmış veya finanse edilmiş olup da, buna ilişkin gerçekleşen yatırıma ilişkin toplam harcama tutarı, dağıtım tarifesinden mahsup edilmek
suretiyle karşılanan yatırımların geri ödemesine, gerçekleşen yatırıma ilişkin toplam harcama tutarının tamamı karşılanana kadar aynı yöntem ile devam edilir.
(Ek:RG-1/6/2017-30083)(2) Birinci fıkra kapsamında dağıtım şirketleri ile kullanıcılar arasında devam eden mahsuplaşma işleminde, sistem kullanımına ilişkin birim bedelin ve mahsuplaşmaya esas tesis yapım bedelinin sabitlenerek mahsuplaşmanın gerçekleştirildiği durumlarda; 1/1/2016 tarihine kadar mahsuplaşılmayan bakiye tutar, Tüketici Fiyat Endeksi oranı kullanılarak, sabitlenen yapım bedelinin ait olduğu tarihten 1/1/2016 tarihine getirilerek güncellenir. 1/1/2016 tarihinden itibaren cari birim bedeller esas alınarak hesaplanan sistem kullanım bedelleri güncellenen bu tutardan düşülerek mahsuplaşmaya 1/1/2017 tarihine kadar devam edilir. 1/1/2017 tarihine kadar mahsuplaşılmayan bakiye tutar ise Tüketici Fiyat Endeksi oranı kullanılarak, 1/1/2016 tarihinden bu tarihe getirilerek güncellenir ve yeniden sabitlenir. 1/1/2017 tarihi itibariyle geçerli sistem kullanımına ilişkin ilgili birim bedel mahsuplaşmaya esas sistem kullanım bedeli olarak alınır ve sabitlenir. 1/1/2017 tarihinden itibaren mahsuplaşma işlemi nihai olarak güncelleştirilmiş ve sabitlenmiş bakiye tutar ve sistem kullanım bedeli esas alınarak devam edilir.
Bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren on yıl içerisinde bu madde kapsamındaki gerçekleşen yatırıma ilişkin toplam harcama tutarlarının geri ödemesi tamamlanamadığı takdirde, bakiye tutar ilgili gerçek veya tüzel kişilere onuncu yılın sonunda defaten ödenir.
İletim sistemi bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarının revizyonu GEÇİCİ MADDE 3 – (Ek:RG-30/7/2016-29786)
Sistem kullanım anlaşmalarında yer alan anlaşma güçleri, bağlantı anlaşmasında yer alan güç değerinden daha az olan tüketiciler için TEİAŞ, bu maddenin yayımı tarihinden itibaren 3 ay içinde sistem kullanım anlaşma gücünü bağlantı anlaşmasında yer alan güce yükseltmek üzere söz konusu tüketicilere çağrıda bulunur. Revize anlaşmalar çağrı tarihinden itibaren 3 ay içinde imzalanır. TEİAŞ’ın çağrısına rağmen revize sistem kullanım anlaşmalarını imzalamak üzere 3 ay içerisinde başvuruda bulunmayan tüketicilere ait tüketim tesislerinin iletim sistemi ile irtibatı TEİAŞ tarafından bu sürenin bitimini izleyen beş iş günü öncesinde bildirim yapılmak suretiyle kesilir.
Bu maddenin yayımı tarihinden itibaren 6 ay içerisinde iletim sisteminden ayrılmak isteyen tüketicilerin Yönetmeliğin 20 nci maddesi kapsamında yaptığı ve geri ödemesi halen devam eden iletim tesisi yatırımları için bakiye kalan tutarın geri ödemesi TEİAŞ tarafından defaten yapılır.
Anlaşma gücü revizyonu
GEÇİCİ MADDE 4 – (Ek:RG-1/6/2017-30083)
Geçici 3 üncü madde kapsamında anlaşma revizyonu yapan tüketicilere, revize edilmiş anlaşma gücünün 50 MW üzerinde olması durumunda, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarındaki güçlerini talep etmeleri halinde 50 MW olarak yeniden revize etme imkanı tanınır. TEİAŞ, bu maddenin yayımı tarihinden itibaren 2 ay içinde sistem kullanım anlaşma gücünü 50 MW’a revize edebilme imkanı ile ilgili olarak geçici 3 üncü madde kapsamında anlaşma revizyonu yapmış tüketicilere bilgi verir. Anlaşma gücünü revize etmek üzere bilgi verilmesinden itibaren 1 ay veya bu hükmün yürürlük tarihinden itibaren 3 ay içerisinde kendiliğinden TEİAŞ’a başvuran geçici 3 üncü madde kapsamındaki tüketiciler ile başvuru tarihinden itibaren 1 ay içinde yeni revize anlaşmalar imzalanır. Revize anlaşmayı imzalayan tüketiciler için 7 nci maddenin sekizinci fıkrası kapsamındaki ilk imzalanan anlaşma gücü 50 MW olarak uygulanır.
Geçici 3 üncü madde kapsamında iletim sistemi ile bağlantısı kesilen ve iletim sistemine tekrar bağlanmak isteyen tüketicilere, asgari 50 MW gücünde bağlantı ve sistem kullanım anlaşması imzalamaları şartıyla iletim sistemine bağlanmalarına izin verilir.
İletim sistemi kullanıcısı durumundaki OG seviyesinden bağlı üretim tesislerinin bağlantısını sağlayan hatlar
GEÇİCİ MADDE 5 – (Ek:RG-1/6/2017-30083) (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
Herhangi bir dağıtım merkezine bağlanmadan doğrudan iletim tesisi şalt sahalarının dağıtım gerilimi seviyesindeki fiderlerine bağlanması ve TEİAŞ ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşması imzalanması Kurul tarafından uygun görülerek bu durumu lisansına derç edilmiş olan üretim tesislerinin iletim tesisinin şalt sahasına bağlantısını sağlayan kullanıcı mülkiyetindeki hat, başka bir kullanıcı tarafından kullanılana ya da dağıtım sistemi ile irtibatlanana kadar bu hatları tesis eden tüzel
kişi tarafından işletilir. Bu hattın başka bir kullanıcı tarafından kullanılması veya dağıtım sistemi ile irtibatlanması halinde, söz konusu hat 37 nci maddede yer verilen usul ve esaslar çerçevesinde dağıtım şirketince devir alınır ve kullanıcı dağıtım sistemi kullanıcısı haline gelir.
Birinci fıkra kapsamında TEİAŞ ile bağlantı anlaşması imzalamış veya TEİAŞ’tan bağlantı görüşü almış olan önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler Kuruma önlisans veya lisans tadili için başvurarak dağıtım sisteminden bağlanmayı talep edebilirler.
İkinci fıkra kapsamındaki taleplere ilişkin iş ve işlemler, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği kapsamında yürütülür. Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişinin tadil işleminin uygun bulunmasına ilişkin kararın bildirimini takip eden en geç otuz gün içinde bağlantı anlaşmasının imzalanması için ilgili dağıtım şirketine başvuruda bulunması, karşılıklı yükümlülükler tamamlanarak altmış gün içinde bağlantı anlaşmasının imzalanması zorunludur. Bu kapsamda dağıtım şirketi ile imzalanan bağlantı anlaşması çerçevesinde ilave tesis yatırımı gerekmesi halinde bu Yönetmelik hükümleri uygulanır.
Üçüncü fıkra kapsamında dağıtım şirketi ile bağlantı anlaşması imzalayan tüzel kişilerin dağıtım sistemine bağlantısı için gerekli dağıtım varlıklarının tesis edilmesini müteakip TEİAŞ ile imzalanan bağlantı anlaşması bu dağıtım varlıklarının geçici kabul tarihinden itibaren geçerli olmak üzere kendiliğinden sona erer ve kullanıcı mülkiyetinde olan enerji nakil hatları ile diğer şebeke unsurları ilgisine göre dağıtım şirketi veya TEİAŞ’a devredilir.
Üçüncü fıkra kapsamında dağıtım şirketi ile bağlantı anlaşması imzalayan tüzel kişilerin mülkiyetindeki hat, işletme ve bakım hizmetleri karşılığında ilgisine göre ilgili dağıtım şirketi veya TEİAŞ tarafından iz bedelle devralınır.
Kullanıcı mülkiyetinde bulunan hattın üçüncü fıkra kapsamında oluşturulan bağlantı görüşü uyarınca şebeke işletmeciliğine konu olmayan kısımlarına ilişkin sorumluluk ilgili tüzel kişiye aittir.
İşletme hizmet protokolünün Kuruma sunulması GEÇİCİ MADDE 6 – (Ek:RG-1/6/2017-30083)
(1) EK 1 inci maddenin ikinci fıkrası uyarınca ilgili taraflarca hazırlanacak işletme hizmet protokolü 31/8/2017 tarihine kadar Kuruma sunulur.
Lisans kurulu gücü ile anlaşma gücünün uyumlaştırılması GEÇİCİ MADDE 7 – (Ek:RG-29/9/2018-30550)
(1) Bu maddenin yürürlük tarihinden itibaren 6 ay içerisinde, lisanslarına derç edilmiş kurulu güç değerleri ile sistem kullanım anlaşmalarında kayıtlı olan anlaşma gücü değerleri farklı olan iletim sistemine bağlı üretim lisansı sahipleri, lisanslarını tadil ettirmek veya anlaşma güçlerini revize etmek suretiyle söz konusu iki değeri uyumlu hale getirmek üzere Kuruma veya TEİAŞ’a başvururlar.
Önlisans aşamasında bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarının imzalanması GEÇİCİ MADDE 8 – (Ek:RG-3/3/2020-31057) (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
Üretim tesislerine ilişkin bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları üretim lisansı alınmadan önce imzalanamaz. Ancak, önlisans sahibi tüzel kişinin başvurusu ve dağıtım lisansı sahibinin olumlu görüş vermesi şartıyla 31/12/2021 tarihine kadar bağlantı anlaşması imzalanabilir.
Birinci fıkra uyarınca dağıtım şebekesi kapsamında bulunan elektrik tesislerinin ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından yatırım programı çerçevesinde tesis edilmesi halinde, Kullanıcı Tarafından Dağıtım Varlıklarının Tesis Edilmesi Metodolojisi kapsamında hesaplanacak yatırım tutarının tamamı kadar teminat kullanıcıdan alınır. Alınan teminatların geri ödemesinin yapılabilmesi için üretim tesisinin geçici kabulünün yapılmış olması ve söz konusu dağıtım tesisinin geçici kabulü ile dağıtım tesisinin bulunduğu yerlere ilişkin kamu yararı, irtifak hakkı tesisi veya devir kararının veya orman kesin izin belgesinin alınmış olması gerekir.
Dağıtım sistem kullanım teminatları
GEÇİCİ MADDE 9 – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
(1) 24 üncü maddenin dördüncü fıkrası uyarınca çıkarılacak usul ve esaslar yürürlüğe girene kadar sistem kullanım anlaşması kapsamında teminat alınmasına ilişkin usullerin uygulanmasına devam edilir.
Dağıtım varlıklarının tesis edilmesi
GEÇİCİ MADDE 10 – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
(1) 2/12/2020 tarihinden önce;
Üretim lisansı verilen tesislerin,
23/3/2016 tarihli ve 29662 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinde Değişiklik Yapılmasına Dair Yönetmelik ile 21 inci maddeye dahil edilen lisansız üretim tesislerinin,
dağıtım sistemine bağlantısı için gerekli dağıtım varlıklarının 21 inci madde kapsamında gerçek veya tüzel kişiler tarafından tesis edilmesi veya finanse edilmesi amacıyla elektrik dağıtım şirketleri ile bağlantı anlaşması imzalayan kullanıcıların tesis veya finanse edecekleri elektrik tesisleri, 21 inci madde çerçevesinde geri ödeme kapsamında değerlendirilir.
Yürürlük
MADDE 40 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 41 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
30/7/2016 tarihli ve 29786 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Yönetmelik değişikliği ile Yönetmeliğin 7 nci maddesine birinci fıkradan sonra gelmek üzere fıkra eklenmiş olup takip eden fıkralar buna göre teselsül ettirilmiştir.
1/6/2017 tarihli ve 30083 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan değişiklik ile Yönetmeliğin Geçici 2 nci maddesinin birinci fıkrasından sonra gelmek üzere ikinci fıkra eklenmiş ve müteakip fıkra buna göre teselsül ettirilmiştir.
29/9/2018 tarihli ve 30550 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan değişiklik ile Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (ç) bendinden sonra gelmek üzere bent eklenmiş ve takip eden bentler buna göre teselsül ettirilmiştir.
9/11/2023 tarihli ve 32364 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan değişiklikle bu maddeye dördüncü fıkrasından sonra gelmek üzere fıkra eklenmiş ve diğer fıkralar buna göre teselsül ettirilmiştir.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
28/1/2014 28896
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1 23/3/2016 29662
2 30/7/2016 29786
3 1/6/2017 30083
4 29/9/2018 30550
5 3/3/2020 31057
6 9/5/2021 31479
7 11/1/2022 31716
8 22/3/2022 31786
9 8/9/2022 31947
10 19/11/2022 32018
11 29/7/2023 32263
12 9/11/2023 32364 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0d5a5ffe63756.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13065 Karar Tarihi: 12/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 12/12/2024 tarihli toplantısında; 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 5 inci maddesinin altıncı fıkrasının (b) bendi ve Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 41 inci maddesi hükümleri uyarınca serbest tüketici limitine ilişkin aşağıdaki Karar alınmıştır.
MADDE 1- 2025 yılı için serbest tüketici limiti 750 kWh olarak uygulanır.
MADDE 2- Bu Karar 1/1/2025 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0d7760e369282.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 8192 Karar Tarihi : 22/11/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/11/2018 tarihli toplantısında; ekte yer alan Perakende Satış Sözleşmesi’nin, standart sözleşme olarak belirlenmesine, mevcut olan Perakende Satış Sözleşmelerinin yeni bir sözleşme yapılmasına gerek olmaksızın yayımlanan sözleşme hükümleri esas alınarak uygulanmasına,
karar verilmiştir.
EK- Perakende Satış Sözleşmesi. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0dbe75ee22678.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12799-3 Karar Tarihi: 08/08/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 08/08/2024 tarihli toplantısında; Organize Sanayi Bölgelerinin ve Endüstri Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmeliğin 6 ncı maddesi kapsamında; OSB / EB önlisans, OSB üretim lisansı ve EB üretim lisansı başvurularında sunulması gereken teminat mektubu tutarlarının Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği kapsamında uygulanmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0ddd470389539.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 8142-2 Karar Tarihi : 25/10/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 25/10/2018 tarihli toplantısında; 13/05/2016 tarihli ve 6282-3 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan ve 28/05/2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan “Teminat Usul ve Esasları”nda değişiklik öngören ekteki “Teminat Usul ve Esaslarında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararı”nın kabul edilerek Resmi Gazetede yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
TEMİNAT USUL VE ESASLARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR
KURUL KARARI
MADDE 1- 13/05/2016 tarihli ve 6282-3 sayılı Kurul Kararı ile yürürlüğe giren Teminat Usul ve Esaslarının 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 2- Aynı Usul ve Esasların 5 inci maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi yürürlükten kaldırılmış, (c) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“c) Bir piyasa katılımcısının piyasa faaliyetlerine ilişkin olarak sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, sağlaması gereken seviyenin altına düşmesi durumunda, ilgili katılımcıya sunması gereken toplam teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısının PYS üzerinden ve/veya merkezi uzlaştırma bankası aracılığıyla yapılmasından”
MADDE 3- Aynı Usul ve Esasların 7 nci maddesinin dördüncü, yedinci, sekizinci, dokuzuncu, dokuzuncu fıkranın (a) ve (b) bentleri, onuncu fıkranın (b), (c) ve (d) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(4) Gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası için her iş günü saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde, bir önceki iş günü bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Prosedürüne göre hesaplanan toplam teminat tutarı dikkate alınır.
(7) Gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetleri kapsamında avans ödemelerinin gerçekleştirilmesini müteakiben, bir piyasa katılımcısının sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, sağlaması gereken seviyenin altına düşmesi durumunda, merkezi uzlaştırma bankası en geç saat 16:00’a kadar, ilgili piyasa katılımcısına toplam teminat tamamlama çağrısı yapar.
(8) Kendisine teminat tamamlama çağrısı yapılan bir piyasa katılımcısı, ilgili piyasa faaliyetlerine devam edebilmek için toplam teminatını, teminatın niteliğine göre merkezi uzlaştırma bankasına ve/veya Piyasa İşletmecisine sunar.
(9) Gün öncesi piyasasına ilişkin olarak hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü Piyasa İşletmecisi tarafından saat 11:00’da ve 17:00’da olmak üzere iki kez teminat kontrolü yapılır. Saat 17:00’da yapılacak teminat kontrolünde aynı gün Piyasa İşletmecisi tarafından bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Prosedürüne göre hesaplanan ve PYS’de ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşunca yayımlanan sunulması gereken toplam teminat tutarı dikkate alınır.
a) Piyasa katılımcıları, hafta sonu veya resmi tatilin ilk gününe ilişkin gün öncesi piyasasına sundukları tekliflerin değerlendirilebilmesi için hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü en geç saat 10:30’a kadar teminat mektuplarını, 11:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını sunarak toplam teminatını tamamlar.
b) Piyasa katılımcıları, hafta sonu veya resmi tatilin ikinci ve takip eden günleri ile hafta sonu veya resmi tatilden sonraki ilk iş gününe ilişkin gün öncesi piyasasına sundukları tekliflerin değerlendirilebilmesi için hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılacak olan teminat kontrolünden önce, en geç saat 16:30’a kadar teminat mektuplarını, 17:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını sunarak toplam teminatını tamamlar.
(10) Gün içi piyasasına ilişkin olarak;
b) Piyasa katılımcısı, saat 17:00 itibarıyla gün içi piyasası faaliyetlerine devam edebilmek için Piyasa İşletmecisi tarafından aynı gün bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Prosedürüne göre hesaplanan ve PYS’de ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşunca yayımlanan, sunması gereken toplam teminatını bu maddenin üçüncü fıkrası kapsamında saat 17:00’da yapılan teminat kontrolü için belirtilen sürelerde tamamlar.
c) Saat 17:00 itibarıyla yeterli teminatı bulunmadığından gün içi piyasasına katılamayan piyasa katılımcıları, sunmaları gereken toplam teminatını ertesi iş günü bu maddenin üçüncü fıkrası kapsamında saat 11:00’da yapılan teminat kontrolü için belirtilen sürelerde tamamlamaları halinde saat 11:00 itibarıyla gün içi piyasası faaliyetlerine devam edebilir.
d) Bir piyasa katılımcısı, hafta sonunda veya resmi tatil gününde gün içi piyasası faaliyetine devam edebilmek için hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü en geç saat 16:30’a kadar teminat mektuplarını, 17:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını sunarak toplam teminatını tamamlar.”
MADDE 4- Aynı Usul ve Esasların 8 inci maddesinin üçüncü fıkrası yürürlükten kaldırılmış ve dördüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(4) Piyasa katılımcıları, sağlamaları gereken teminatları, bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden sadece biri ile sağlayabilecekleri gibi, belirtilen kıymetlerden birden fazlası ile de sağlayabilirler. Verilen teminatlar kısmen veya tamamen, teminat olarak kabul edilen diğer kıymetlerle değiştirilebilir.”
MADDE 5- Aynı Usul ve Esasların 10 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
(1) Gün öncesi dengelemeye ve/veya gün içi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının bu faaliyetlerine ilişkin olarak sunmuş olduğu tekliflerin Piyasa İşletmecisi tarafından kabul edilebilmesi için o güne ilişkin olarak sunmuş olduğu teminat tutarının sunması gereken toplam teminat tutarından büyük ya da eşit olması esastır.
MADDE 6- Bu Usul ve Esaslar Resmi Gazete’de yayımlandığı tarihi takip eden ayın başında yürürlüğe girer.
MADDE 7- Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0e282a6399249.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 7661-2 Karar Tarihi: 25/01/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 25/01/2018 tarihli toplantısında; Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketinin 2018 yılı piyasa işletim gelir tavanı ile ilgili olarak,
Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketinin 2018 yılında hizmet binası alımı yapmaması halinde amortisman ve kira giderlerine ilişkin düzeltmelerin sonraki yıl piyasa işletim gelir tavanında yapılmasına,
2018 yılı piyasa işletim gelir tavanında öngörülen 15.595.344 TL ARGE harcama tutarının 2018 yılında gerçekleşecek ARGE harcama tutarından fazla olması durumunda aradaki farkın paranın zaman değeri dikkate alınarak Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketinin 2020 yılı piyasa işletim gelir tavanında yer alacak ARGE harcama tutarından düşülmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0e6e67e337290.docx | (17 Kasım 2018 tarihli ve 30598 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 8142-2 Karar Tarihi : 25/10/2018
Elektrik Piyasası Dairesi Başkanlığının 25/10/2018 tarihli toplantısında; 13/05/2016 tarihli ve 6282-3 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan ve 28/05/2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan “Teminat Usul ve Esasları”nda değişiklik öngören ekteki “Teminat Usul ve Esaslarında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararı”nın kabul edilerek Resmi Gazetede yayımlanmasına
Karar verilmiştir.
EK
TEMİNAT USUL VE ESASLARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KURUL KARARI
MADDE 1- 13/05/2016 tarihli ve 6282-3 sayılı Kurul Kararı ile yürürlüğe giren Teminat Usul ve Esaslarının 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 2- Aynı Usul ve Esasların 5 inci maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi yürürlükten kaldırılmış, (c) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“c) Bir piyasa katılımcısının piyasa faaliyetlerine ilişkin olarak sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, sağlaması gereken seviyenin altına düşmesi durumunda, ilgili katılımcıya sunması gereken toplam teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısının PYS üzerinden ve/veya merkezi uzlaştırma bankası aracılığıyla yapılmasından”
MADDE 3- Aynı Usul ve Esasların 7 nci maddesinin dördüncü, yedinci, sekizinci, dokuzuncu, dokuzuncu fıkranın (a) ve (b) bentleri, onuncu fıkranın (b), (c) ve (d) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(4) Gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası için her iş günü saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde, bir önceki iş günü bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Prosedürüne göre hesaplanan toplam teminat tutarı dikkate alınır.
(7) Gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetleri kapsamında avans ödemelerinin gerçekleştirilmesini müteakiben, bir piyasa katılımcısının sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, sağlaması gereken seviyenin altına düşmesi durumunda, merkezi uzlaştırma bankası en geç saat 16:00’a kadar, ilgili piyasa katılımcısına toplam teminat tamamlama çağrısı yapar.
(8) Kendisine teminat tamamlama çağrısı yapılan bir piyasa katılımcısı, ilgili piyasa faaliyetlerine devam edebilmek için toplam teminatını, teminatın niteliğine göre merkezi uzlaştırma bankasına ve/veya Piyasa İşletmecisine sunar.
(9) Gün öncesi piyasasına ilişkin olarak hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü Piyasa İşletmecisi tarafından saat 11:00’da ve 17:00’da olmak üzere iki kez teminat kontrolü yapılır. Saat 17:00’da yapılacak teminat kontrolünde aynı gün Piyasa İşletmecisi tarafından bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Prosedürüne göre hesaplanan ve PYS’de ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşunca yayımlanan sunulması gereken toplam teminat tutarı dikkate alınır.
a) Piyasa katılımcıları, hafta sonu veya resmi tatilin ilk gününe ilişkin gün öncesi piyasasına sundukları tekliflerin değerlendirilebilmesi için hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü en geç saat 10:30’a kadar teminat mektuplarını, 11:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını sunarak toplam teminatını tamamlar.
b) Piyasa katılımcıları, hafta sonu veya resmi tatilin ikinci ve takip eden günleri ile hafta sonu veya resmi tatilden sonraki ilk iş gününe ilişkin gün öncesi piyasasına sundukları tekliflerin değerlendirilebilmesi için hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılacak olan teminat kontrolünden önce, en geç saat 16:30’a kadar teminat mektuplarını, 17:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını sunarak toplam teminatını tamamlar.
(10) Gün içi piyasasına ilişkin olarak;
b) Piyasa katılımcısı, saat 17:00 itibarıyla gün içi piyasası faaliyetlerine devam edebilmek için Piyasa İşletmecisi tarafından aynı gün bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Prosedürüne göre hesaplanan ve PYS’de ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşunca yayımlanan, sunması gereken toplam teminatını bu maddenin üçüncü fıkrası kapsamında saat 17:00’da yapılan teminat kontrolü için belirtilen sürelerde tamamlar.
c) Saat 17:00 itibarıyla yeterli teminatı bulunmadığından gün içi piyasasına katılamayan piyasa katılımcıları, sunmaları gereken toplam teminatını ertesi iş günü bu maddenin üçüncü fıkrası kapsamında saat 11:00’da yapılan teminat kontrolü için belirtilen sürelerde tamamlamaları halinde saat 11:00 itibarıyla gün içi piyasası faaliyetlerine devam edebilir.
d) Bir piyasa katılımcısı, hafta sonunda veya resmi tatil gününde gün içi piyasası faaliyetine devam edebilmek için hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü en geç saat 16:30’a kadar teminat mektuplarını, 17:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını sunarak toplam teminatını tamamlar.”
MADDE 4- Aynı Usul ve Esasların 8 inci maddesinin üçüncü fıkrası yürürlükten kaldırılmış ve dördüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(4) Piyasa katılımcıları, sağlamaları gereken teminatları, bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden sadece biri ile sağlayabilecekleri gibi, belirtilen kıymetlerden birden fazlası ile de sağlayabilirler. Verilen teminatlar kısmen veya tamamen, teminat olarak kabul edilen diğer kıymetlerle değiştirilebilir.”
MADDE 5- Aynı Usul ve Esasların 10 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
(1) Gün öncesi dengelemeye ve/veya gün içi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının bu faaliyetlerine ilişkin olarak sunmuş olduğu tekliflerin Piyasa İşletmecisi tarafından kabul edilebilmesi için o güne ilişkin olarak sunmuş olduğu teminat tutarının sunması gereken toplam teminat tutarından büyük ya da eşit olması esastır.
MADDE 6- Bu Usul ve Esaslar Resmi Gazete’de yayımlandığı tarihi takip eden ayın başında yürürlüğe girer.
MADDE 7- Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
GEREKÇE
Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında; organize toptan elektrik piyasalarında faaliyet gösteren piyasa katılımcılarının piyasaya ilişkin yükümlülüklerini yerine getirmemesi durumunda piyasa işletmecisi tarafından risklerin yönetilmesi ve diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınması amacıyla uygulanan Teminat Usul ve Esasları uygulanmaktadır. Bu kapsamda, piyasa katılımcılarının içerisinde bulunulan piyasa koşullarını gerekçe göstererek toplam teminat tutarı içerisinde nakit bulundurmaları gereken tutarın gayri nakdi olarak bulundurma talebi uygun görülmüş olup minimum nakit teminata ilişkin ibareler söz konusu Teminat Usul ve Esaslarından kaldırılmıştır.
Bu kapsamda, 13/05/2016 tarihli ve 6282-3 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan ve 28/05/2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Teminat Usul ve Esasları”nda değişiklik öngören “Teminat Usul ve Esaslarında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararı”nın kabul edilmesine karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0f03b72b79532.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI YAN HİZMETLER YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 26/11/2017 tarihli ve 30252 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (jjjj) bendi yürürlükten kaldırılmış, aynı fıkranın (kkkk) ve (llll) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“kkkk) Talep tarafı katılımı hizmeti: Sistem işletmecisinin bu Yönetmelik kapsamında talimatı doğrultusunda, toplayıcılar vasıtasıyla toplayıcıların portföyünde yer alarak hizmete katılan tüketim tesislerinin, tüketim miktarının düşürülmesi suretiyle verilen hizmeti,
llll)Talep tarafı katılımı hizmeti test raporu: Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin tedarik sürecine katılmak isteyen toplayıcıların gerekli kontrol, ölçme, izleme, doğrulama ve hizmeti sağlamak için gerekli iletişim altyapılarına sahip olunduğunun tespit edilmesi halinde ilgili toplayıcı için sistem işletmecisi tarafından düzenlenen belgeyi,”
“öööö) Sınırlı frekans hassasiyeti düşük frekans modu: Sınırlı frekans hassasiyet modlarında çalışan üretim tesislerine ait ünitelerin, nominal aktif güçlerinin altında çalıştıkları süreçte, sistem frekansının 49,8 Hz’nin altına düşmesi durumunda, aktif çıkış güçlerini artırarak sistem frekansının dengelenmesi yönünde çalışmasını,
pppp) Sınırlı frekans hassasiyeti yüksek frekans modu: Sınırlı frekans hassasiyet modlarında çalışan üretim tesislerine ait ünitelerin, minimum kararlı üretim düzeyi üzerinde çalıştıkları süreçte, sistem frekansının 50,2 Hz’nin üzerine çıkması durumunda aktif çıkış güçlerini azaltarak sistem frekansının dengelenmesi yönünde çalışmasını,
rrrr) Kritik ay: TEİAŞ tarafından, talep tarafı katılımı hizmeti tedarik şartnamesinde belirlenen ve söz konusu hizmete katılan toplayıcılara talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında tüketim düşürme talimatı verilebilecek ayları,
ssss) Kritik gün: TEİAŞ tarafından talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında, kritik aylar içerisinde bir gün önceden toplayıcılara tüketimi düşürme talimatı verilecek gün olarak ilan edilen günleri,
şşşş) Kritik saat: TEİAŞ tarafından, talep tarafı katılımı hizmeti tedarik şartnamesinde belirlenen ve söz konusu hizmete katılan toplayıcılara söz konusu hizmet kapsamında gün içerisinde tüketim düşürme talimatı verilebilecek saatleri,
tttt) Temel tüketim değeri: Talep tarafı katılımı hizmetine katılan toplayıcıların, yan hizmet anlaşmalarına kaydettirdiği her bir tüketim tesisi için bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve TEİAŞ’a gün öncesinde bildirdiği tüketim değerlerinin toplanması sonucu elde edilen tüketim değerini,”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 8 inci maddesinin birinci, ikinci ve üçüncü fıkraları aşağıdaki şeklide değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Yan hizmet anlaşmaları kapsamında veya tedarik süreci neticesinde yan hizmet sağlamak üzere yükümlülük üstlenen veya bu hizmeti yükümlenen tüzel kişiden transfer yoluyla devralan veya bu hizmeti sunmak isteyen tüzel kişiler talep tarafı katılımı hizmeti, sekonder frekans kontrol hizmeti ve bölgesel kapasite kiralama hizmeti hariç olmak üzere diğer yan hizmetleri sağlayacakları tesislerinin ilgili yan hizmeti sağlama niteliğine sahip olduğunu TEİAŞ’a sunulacak bir sertifika aracılığıyla belgelendirirler. Tüzel kişiler, sekonder frekans kontrol hizmetini sağlayacağı tesislerinin bu hizmeti sağlama niteliğine sahip olduğunu, TEİAŞ’ın ilgili birimi tarafından gerçekleştirilecek performans testleri neticesinde TEİAŞ tarafından onaylanan standart sekonder frekans kontrol performans test raporu ile belgelendirirler. Talep tarafı katılımı hizmetine katılmak isteyen toplayıcılar, hizmeti sağlama niteliğine sahip olduklarını, TEİAŞ tarafından verilecek talep tarafı katılımı test raporu ile belgelendirirler.
(2) Yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler, devrede olan yan hizmet birimleri için hazırlanmış olan yan hizmet sertifikalarını, sekonder frekans kontrol performans test raporunu, talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin olarak talep tarafı katılımı test raporunu ilgili yan hizmeti sunmaya başlamadan önce, ilgili yan hizmet için bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik sürecinde belirtilen aşamada veya yan hizmet anlaşmasında yer alan şartlar dahilinde TEİAŞ’a sunar.
(3) TEİAŞ’ın yaptığı izleme ya da kontroller neticesinde yan hizmet sunan bir tesisin veya toplayıcının ilgili hizmeti yan hizmetler anlaşmasında belirtilen esaslar çerçevesinde sağlamadığının tespit edilmesi durumunda, TEİAŞ ilgili tesisin veya toplayıcının yan hizmet sertifikasının, sekonder frekans kontrol performans test raporunun veya talep tarafı katılımı test raporunun yenilenmesini talep edebilir. TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, tüzel kişinin ilgili yan hizmeti sunmaya ilişkin sertifikasını, sekonder frekans kontrol performans test raporunu veya talep tarafı katılımı test raporunun yenilemesi zorunludur. TEİAŞ’ın talep tarafı katılımı test raporu veya sekonder frekans kontrol performans test raporuna ilişkin yan hizmet sertifikasının yenilenmesi talebinden itibaren ilgili test raporu veya sertifika geçersiz sayılır ve söz konusu tesisten ilgili yan hizmet alınmaz. Zorunlu yan hizmetlere katılan tesisler bu süre içerisinde ilgili hizmetlere katılmakla yükümlü olup, bu hizmetlere ilişkin yenilenmiş test sertifikalarını 60 gün içerisinde TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdür.”
“(8) 1/1/2025 tarihinden sonra elektrik üretim lisansı almış üretim tesisleri, sınırlı
frekans hassasiyet modu hizmeti testini yapmakla yükümlüdür.”
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 11 inci maddesinin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“a) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uyarınca dengeleme birimi olarak kaydı yapılmış, lisanslı toplam kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olan, tedarik süreci katılım anlaşmalarında belirtilen asgari PFK ve/veya SFK rezerv miktarını sağlayabilen ve iletim sistemine bağlı olan üretim tesisleri veya bu üretim tesislerine ait dengeleme birimi olmayan can suyu üniteleri hariç olmak üzere üniteler.
b) Elektrik tüketimi ihale ilanında belirtilen seviyenin üzerinde olan ve anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak devreden çıkarılabilecek nitelikte olup katılımı sistem işletmecisi tarafından uygun bulunan tüketim tesisleri.”
“ç) Toplayıcı portföyünde yer alan üretim ve/veya tüketim tesisleri.”
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğin 12 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, ikinci fıkrasında yer alan “dengeleme güç piyasasına teklif edildiğinin” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya bildirimde bulunduğu primer frekans kontrolü rezervi için yeterli kapasite ayırmadığının” ibaresi eklenmiştir.
“(1) Lisanslı üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesislerinden 8 inci madde uyarınca belgelendirilmiş yan hizmet birimleri tarafından sağlanacak primer frekans kontrol yedeği, TEİAŞ tarafından yürütülen ve bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik süreci sonunda doğrudan veya yükümlülüklerin transfer yoluyla devralınması neticesinde ilgili yan hizmet birimleri tarafından sağlanır.”
MADDE 5- Aynı Yönetmeliğin 13 üncü maddesinin birinci fıkrasının (b) bendinde yer alan “yedeğininin” ibaresi “yedeğinin” şeklinde değiştirilmiş, aynı fıkranın (e) bendinde yer alan “1 (bir) saat” ibaresi “30 (otuz) dakika ” şeklinde değiştirilmiş, aynı fıkranın (ğ) bendinin (2) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı bende aşağıdaki alt bent eklenmiş, üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“2) İlgili tedarik dönemi için yürütülen primer frekans kontrol kapasitesi tedarik sürecinde fiyat sırasına dizilen ve teklifleri (g) bendi uyarınca geçerli olan teklif sahipleri, teklif edilen primer frekans kontrol rezerv miktarını, bulunduğu çalışma seviyesinin durumuna göre arttırmak ya da azaltmak istemeleri halinde teslim saatinden en geç 2 (iki) saat öncesine kadar miktar günce lemesi yapabilir. Miktarın arttırılması durumunda, artan miktar kadar rezerv kapasitesi, katılımcının mevcut primer rezerv teklif fiyat seviyelerinin en düşük olanı üzerinden arttırılır. Miktarın azaltılması durumunda ise, primer rezerv kapasitesinin teklif fiyat seviyesi en yüksek olanından başlanacak şekilde rezerv miktarı azaltılır.”
“3) TEİAŞ, ek rezerv tedarik süreci için geçerli teklifi bulunan bir yan hizmetler piyasası katılımcısına, ilgili saat içerisinde ek rezerv tedarik sürecinde seçilme sırası kendisine gelmesine rağmen adına kayıtlı yan hizmet birimlerinin çalışma seviyesinin uygun olmadığı durumlarda, ilgili yan hizmet biriminin asgari PFK rezerv miktarından az olmayacak ve ilgili saatteki çalışma seviyesine uygun olacak şekilde kısmi ek rezerv talimatı verebilir. Ek rezerv tedarik süreci için geçerli teklifi bulunan bir yan hizmetler piyasası katılımcısına ait yan hizmet birimlerinin arıza ve benzeri nedenlerle devre dışı olması nedeniyle kendisinden ek rezerv tedarik edilemeyen rezerv miktarı ile kısmi ek rezerv talimatı kapsamında seçilemeyen rezerv miktarı kadar; söz konusu piyasa katılımcısının ilgili saat için hizmeti yerine getirmediği kabul edilir ve 30 uncu madde uyarınca yaptırım uygulanır.”
“(3) TEİAŞ tarafından birinci fıkranın (ğ) bendinin (2) numaralı alt bendi uyarınca yürütülen ek rezerv tedarik sürecinden sonra, ek primer frekans kontrol rezerv ihtiyacının tamamının veya bir kısmının tedarik edilememesi durumunda; TEİAŞ ihtiyaç duyulan ek rezerv miktarını Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden, rezervin sağlanacağı saateen geç 90 (doksan) dakika öncesine kadar ilan eder ve Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Usul ve Esaslar doğrultusunda rezervin sağlanacağı saate en geç 70 (yetmiş) dakika öncesine kadar platform üzerinden tedarik edebilir.”
“(4) TEİAŞ tarafından transfer platformu üzerinden primer frekans kontrolü ek rezerv duyurusuna çıkılan saatler için, transfer işlemlerinin bitiş zamanından en geç 5 dakika öncesine kadar, piyasa katılımcıları transfer platformu üzerinden PFK transfer işlemleri için yeni teklif girişi, mevcut tekliflerinin güncellenmesi ve mevcut tekliflerinin silinmesi işlemlerini yapabilirler.”
MADDE 6- Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin beşinci fıkrasında yer alan “90 (doksan)” ibaresi “70 (yetmiş)” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 7- Aynı Yönetmeliğin 19 uncu maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(4) TEİAŞ tarafından ek primer frekans kontrol rezervinin tedarik edildiği saatlerde ek rezerv sağlayan piyasa katılımcısının aynı saat içerisinde eksik primer frekans kontrol rezerv bildirimi, primer frekans kontrol arıza bildirimi veya seçilemeyen primer frekans kontrol ek rezerv teklifinin olması durumunda, ilgili piyasa katılımcısına teklif bedeli veya ek rezerv bedeli ödenirken ilgili saatteki eksik bildirim, arıza bildirimi ve seçilemeyen ek rezerv toplam miktarına kadar ilgili saatteki yan hizmet kapasite bedeli üzerinden, kalan ek rezerv miktarına
ise teklif bedeli veya ek rezerv bedeli üzerinden ödeme yapılır.”
MADDE 8- Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesinin birinci ve üçüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Lisanslı üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesislerinden 8 inci madde uyarınca belgelendirilmiş yan hizmet birimleri tarafından sağlanacak sekonder frekans kontrolü yedeği, bu Yönetmelikte ele alınan usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ tarafından yürütülen bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik süreci sonunda doğrudan veya yükümlülüklerin transfer yoluyla devralınması neticesinde ilgili yan hizmet birimleri tarafından sağlanır.”
“(3) Yan hizmet piyasa katılımcıları, birinci fıkrada belirtilen sekonder frekans kontrolü için ayırmış oldukları rezervleri dengeleme mekanizması kapsamında başka bir piyasaya teklif edemez veya ikili anlaşmalar yoluyla satamazlar. Sekonder frekans kontrolü hizmeti kapsamında yükümlülüğü bulunan bir uzlaştırmaya esas veriş çekiş biriminin, emre amade kapasitesi içerisinden ayırmakla yükümlü olduğu sekonder frekans kontrolü rezervinin, ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tarafından ayırmakla yükümlü olduğu sekonder frekans kontrolü rezervinin, ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tarafından dengeleme güç piyasasına teklif edildiğinin veya bildirimde bulunduğu sekonder frekans kontrolü rezervi için yeterli kapasite ayırmadığının tespit edilmesi halinde, yükümlülük yerine getirilmemiş kabul edilir ve 31 inci madde gereği yerine getirmeme bedeli uygulanır.”
MADDE 9- Aynı Yönetmeliğin 21 inci maddesinin birinci fıkrasının (e) bendinde yer alan “1 (bir) saat” ibaresi “30 (otuz) dakika” şeklinde değiştirilmiş, aynı fıkranın (g) bendinin (2) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı bende aşağıdaki alt bent eklenmiş, üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“2) İlgili tedarik dönemi için yürütülen sekonder frekans kontrol kapasitesi tedarik sürecinde fiyat sırasına dizilen ve teklifleri (f) bendi uyarınca geçerli olan teklif sahipleri teklif edilen sekonder frekans kontrol rezerv miktarını çalışma seviyesinin durumuna göre arttırmak ya da azaltmak istemeleri halinde teslim saatinden en geç 2 (iki) saat öncesine kadar miktar güncellemesi yapabilir. Miktarın arttırılması durumunda, artan miktar kadarlık rezerv kapasitesi katılımcının mevcut sekonder rezerv teklif fiyat seviyelerinin en düşük olanı üzerinden arttırılır. Miktarın azaltılması durumunda ise sekonder rezerv kapasitesinin teklif fiyat seviyesi en yüksek olanından başlanacak şekilde rezerv miktarı azaltılır.”
“3) Ek rezerv tedarik süreci için geçerli teklifi bulunan bir yan hizmetler piyasası katılımcısına, ilgili saat içerisinde TEİAŞ tarafından ek rezerv tedarik sürecinde seçilme sırası kendisine gelmesine rağmen yan hizmet biriminin çalışma seviyesi uygun olmadığı durumlarda, ilgili yan hizmet biriminin asgari SFK rezerv miktarından az olmayacak ve ilgili saatteki çalışma seviyesine uygun olacak şekilde kısmi ek rezerv talimatı verebilir. Ek rezerv tedarik süreci için geçerli teklifi bulunan yan hizmet birimlerinin arıza ve benzeri nedenlerle devre dışı olması nedeniyle kendisinden ek rezerv tedarik edilemeyen rezerv miktarı ile kısmi ek rezerv talimatı kapsamında seçilemeyen rezerv miktarı kadar; söz konusu piyasa katılımcısının ilgili saat için hizmeti yerine getirmediği kabul edilir ve 31 inci madde uyarınca yaptırım uygulanır.”
“(3) TEİAŞ tarafından birinci fıkranın (g) bendinin (2) numaralı alt bendi uyarınca yürütülen ek rezerv tedarik sürecinden sonra, ek sekonder frekans kontrol rezerv ihtiyacının tamamının veya bir kısmının tedarik edilememesi durumunda; TEİAŞ ihtiyaç duyulan ek rezerv miktarını Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden rezervin sağlanacağı saate en geç 90 (doksan) dakika öncesine kadar ilan eder ve Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Usul ve Esaslar doğrultusunda platform üzerinden tedarik edebilir.”
“(4) TEİAŞ tarafından transfer platformu üzerinden sekonder frekans kontrol ek rezerv duyurusuna çıkılan saatler için, transfer işlemlerinin bitiş zamanından en geç 5 dakika öncesine kadar piyasa katılımcıları transfer platformu üzerinden sekonder frekans kontrol transfer işlemleri için yeni teklif girişi, mevcut tekliflerinin güncellenmesi ve mevcut tekliflerinin silinmesi işlemlerini yapabilirler.”
MADDE 10- Aynı Yönetmeliğin 25 inci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “90 (doksan)” ibaresi “70 (yetmiş)” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 11- Aynı Yönetmeliğin 27 nci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(4) TEİAŞ tarafından ek sekonder frekans kontrol rezervinin tedarik edildiği saatlerde ek rezerv sağlayan piyasa katılımcısının aynı saat içerisinde eksik sekonder frekans kontrol rezerv bildirimi veya sekonder frekans kontrol arıza bildirimi veya seçilemeyen sekonder frekans kontrol ek rezerv teklifinin olması durumunda, ilgili piyasa katılımcısına teklif bedeli veya ek rezerv bedeli ödenirken ilgili saatteki eksik bildirim, arıza bildirimi ve seçilemeyen ek rezerv toplam miktarına kadar ilgili saatteki yan hizmet kapasite bedeli üzerinden kalan ek rezerv miktarına ise teklif bedeli veya ek rezerv bedeli üzerinden ödeme yapılır.”
MADDE 12- Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesinin dördüncü fıkrasının (c) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, beşinci fıkrasının (ç) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, altıncı fıkrasının (ç) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“c) Yan hizmet birimine ait aktif çıkış gücü verilerinin tolerans bandının dışında olduğu
süre, göz önünde bulundurularak, ilgili saat için yan hizmet biriminin PFK izleme sonuçları;
1) Tolerans bandının dışında olan sürenin ilgili uzlaştırma döneminin % 10’una eşit veya %10 değerinden daha küçük olduğu durumda “sağladı”,
2) Tolerans bandının dışında olan sürenin ilgili uzlaştırma döneminin % 10’undan büyük ve % 50 değerinden daha küçük olduğu durumda “sağlamadı”,
3) Tolerans bandının dışında olan sürenin ilgili uzlaştırma döneminin % 50’sine eşit veya
% 50 değerinden büyük olduğu durumda “katılmadı”,
olarak değerlendirilir.”
“ç) Ek rezerv talimatı ile TEİAŞ tarafından Sekonder Frekans Kontrolü hizmetine dahil edilen yan hizmet birimleri bu ek rezerv talimatını hizmeti yerine getireceği saat içinde veya talimatın gönderildiği anda MKÜD’ün üzerinde ve bildirmiş olduğu KGÜP seviyesinde üretim gerçekleştiren yan hizmet birimleri hariç olmak üzere hizmetin yerine getirileceği saate 15 dakikadan daha az süre kala almışsa, hizmetin sağlanmaya başladığı dakikadan itibaren saat sonuna kadar kalan süre için % 10’luk tolerans dahilinde hizmeti yerine getirip getirmediğine bakılır. Bu durumda olan santrallere o saat için ödenecek sekonder hizmet bedeli, hizmeti yerine getirdikleri dakikaların toplamının 60’a bölünmesi suretiyle çıkan oran değeri ile çarpılması suretiyle hesaplanır.”
“ç) Primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü hizmetlerine eşzamanlı olarak
katılan bir yan hizmet biriminin, ilgili saatin içerisinde dengeleme güç piyasası kapsamında almış olduğu yük alma ve yük atma talimatları, KGÜP değişiklikleri veya arıza bildirimleri haricinde TEİAŞ’ın SCADA sisteminde yer alan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) programında kayıtlı MAXC-MINC değerlerinin değişmesi halinde ilgili saat için primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü hizmetini sağlamadığı kabul edilir.”
“(8) Yan hizmet birimlerinin PFK ve/veya SFK hizmetlerine katılmadan önce yan hizmet birimi ile TEİAŞ arasında veri, haberleşme ve kontrol sinyallerinin karşılıklı olarak ve doğru biçimde iletildiğinin tespiti amacıyla Point-to-Point testlerini başarıyla tamamlamaları gerekmektedir.”
MADDE 13- Aynı Yönetmeliğin 30 uncu maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(2) 13 üncü madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş veya 17 nci madde kapsamındaki yükümlülük transferi suretiyle yükümlülük devralmış ve devrede olan bir yan hizmet biriminin, primer frekans kontrol hizmetine katılımını engelleyen bir arıza sebebiyle primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlayamaması, beklenmedik işletme şartları sebebiyle devre harici olması veya beklenmedik işletme şartları sebebiyle MKÜD’ün altına düşmesi durumlarında, olayı müteakiben önce sözlü daha sonra da arızanın başladığı ilgili saat içinde YHPYS aracılığıyla olmak üzere; yükümlü olduğu primer frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını içerecek şekilde arızaya düşen rezerv miktarını arızaya sebep olan teknik gerekçe ile birlikte TEİAŞ’a bildirmesi kaydıyla; ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişiye, bildirimin yapıldığı saat ve takip eden 1 (bir) saat için, arıza bildirdiği miktar kadar kapasite bedeli ödenmez ve ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişi, primer frekans kontrol yükümlülüğünden arıza bildirdiği miktar kadar muaf sayılır. Ancak, bu süre içerisinde arızanın giderildiği ve yan hizmet biriminin MKÜD seviyesine çıktığı andan itibaren, ilgili yan hizmet biriminin yükümlülüğü yeniden başlar. Benzer bir durumun bu süreyi takip eden saatlerde tekrar etmesi veya devam etmesi halinde ise, 13 üncü madde uyarıca yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişinin, yükümlülüğünü, uzlaştırma hesabına kayıtlı bulunan diğer yan hizmet birimlerinden sağlaması veya transfer etmesi gerekir. Aksi takdirde, yükümlülük yerine getirilmemiş sayılarak kapasite bedeli ödenmez ve birinci fıkrada yer alan yerine getirmeme bedeli uygulanır. Arıza bildirimi yapılacak yan hizmet biriminin, arıza başlangıç saatindeki nihai KGÜP değerinin ilgili saatte bildirilen PFK rezerv miktarından büyük olmaması halinde yan hizmet biriminden arıza bildirimi yapılamaz.”
“(4) Sistem işletmecisinin eksik PFK rezervini sağlamak için 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (ğ) bendinde belirtilen adımların uygulanması suretiyle belirlenecek ek rezerv oluşturma maliyeti, rezerv sağlama yükümlülüğünü yerine getirmeyen ve 29 uncu madde kapsamında “katılmadı” olarak değerlendirilen yan hizmetler piyasası katılımcısı tüzel kişilerden karşılanır. 13 üncü madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan bir yan hizmet piyasa katılımcısına, hizmete katılım durumunun “katılmadı” olarak değerlendirilmiş olduğu uzlaştırma dönemi için MW başına ödenmesi öngörülen PFK kapasite bedelinin %25’i kadar yerine getirmeme bedeli uygulanır. İhlalin gerçekleştirildiği uzlaştırma dönemindeki toplam ek rezerv maliyetinin söz konusu yan hizmet piyasası katılımcısının payına düşen kısmının, ilgili uzlaştırma döneminde yan hizmet piyasası katılımcısına ödenmesi öngörülen PFK kapasite bedelinin %25’ini aşması halinde söz konusu uzlaştırma dönemine ilişkin ek rezerv tedarik maliyetinin yan hizmet piyasası katılımcısının payına düşen kısmı aşağıdaki formül uyarınca ilgili saatin yerine getirmeme bedeli olarak hesaplanır:
YGBp,f,y,s = maks [((PKBf,y,s x YGPRMf,p,y,s)÷4), (TEMf,s x (YGPRMf,p,y,s
÷TYGRMf,s))]
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
a) YGBp,f,y,s: 21 inci madde uyarınca adına kayıtlı “y” yan hizmet birimi için yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasası katılımcısı “p” tüzel kişisine, yükümlülüğü bulunan “f” fatura döneminin “s” saati için hizmete katılım durumunun 29 uncu madde kapsamında “katılmadı” olarak değerlendirilmesi halinde tahakkuk ettirilecek yerine getirilmeme bedelini (TL),
b) PKBf,y,s: 21 inci madde uyarınca adına kayıtlı “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanmak üzere üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde “f” fatura döneminin “s” saati için yan hizmet piyasa katılımcısına uygulanacak olan ve 26 ncı madde uyarınca belirlenen saatlik primer frekans kontrol kapasite bedelini (TL/MW),
c) YGPRMf,p,y,s: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin “f” fatura döneminin “s” saatinde, adına kayıtlı “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanmak üzere yükümlülüğü bulunan ancak hizmete katılım durumu “katılmadı” olarak değerlendirilen primer frekans kontrol rezerv miktarını (MW),
ç) TEMf,s: TEİAŞ tarafından “f” fatura döneminin “s” saati için tedarik süreci ile belirlenmiş yan hizmet birimlerinin yükümlülüklerini yerine getirmemesi veya eksik olarak yerine getirmesi neticesinde primer frekans kontrol rezerv miktarları toplamının yetersiz kalması ve ek primer frekans kontrol rezerv miktarı ihtiyacı doğması halinde 13 üncü madde uyarınca “s” saati için TEİAŞ tarafından tedarik edilen primer frekans kontrol ek rezervlerin toplam maliyetini (TL),
d) TYGRMf,s: TEİAŞ tarafından “f” fatura döneminin “s” saati için tedarik süreci ile belirlenmiş yan hizmet birimleri tarafından “s” saatinde hizmete katılım durumu “katılmadı” olarak değerlendirilen toplam primer frekans kontrol rezerv miktarını (MW),
ifade eder.”
MADDE 14- Aynı Yönetmeliğin 31 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş veya 25 inci madde kapsamında yükümlülük devralmış ve devrede olan bir yan hizmet biriminin, sekonder frekans kontrol hizmetine katılımını engelleyen bir arıza sebebiyle bu hizmeti sağlayamaması veya beklenmedik işletme şartları sebebiyle devre harici olması veya beklenmedik işletme şartları sebebiyle minimum kararlı üretim düzeyinin altına düşmesi durumlarında, olayı müteakiben önce sözlü daha sonra da arızanın başladığı ilgili saat içerisinde YHPYS aracılığıyla olmak üzere; yükümlü olduğu sekonder frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını içerecek şekilde, arızaya düşen rezerv miktarını arızaya sebep olan teknik gerekçe ile birlikte TEİAŞ’a bildirmek kaydıyla; ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişiye, arızanın bildirildiği saat ve takip eden 1 (bir) saat için kapasite bedeli ödenmez ve ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişi, sekonder frekans kontrol yükümlülüğünden arıza bildirdiği miktar kadar muaf sayılır. Ancak, bu süre içerisinde arızanın giderildiği ve yan hizmet biriminin minimum kararlı üretim düzeyi seviyesine çıktığı andan itibaren yükümlülüğü yeniden başlar. Benzer bir durumun bu süreyi takip eden saatlerde de tekrar etmesi veya devam etmesi halinde, 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişinin, yükümlülüğünü, adına kayıtlı bulunan diğer yan hizmet birimlerinden sağlaması veya yükümlülüğünü transfer etmesi gerekir. Aksi takdirde sistem işletmecisinin bu rezervi sağlamak için 21 inci maddenin birinci fıkrasının (g) bendinde belirtilen adımların uygulanması suretiyle belirlenecek ek rezerv oluşturma maliyeti, rezerv sağlama yükümlülüğünü yerine getirmeyen ve 29 uncu madde kapsamında “katılmadı” olarak değerlendirilen yan hizmetler piyasası katılımcısı tüzel kişilerden karşılanır. Arıza bildirimi yapılacak yan hizmet biriminin, arıza başlangıç saatindeki nihai KGÜP değerinin ilgili saatte bildirilen SFK rezerv miktarından büyük olmaması halinde yan hizmet biriminden arıza bildirimi yapılamaz. 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan bir yan hizmet piyasa katılımcısına hizmete katılım durumunun “katılmadı” olarak değerlendirilmiş olduğu uzlaştırma dönemi için MW başına ödenmesi öngörülen sekonder frekans kontrol kapasite bedelinin %25’i kadar yerine getirmeme bedeli uygulanır. İhlalin gerçekleştirildiği uzlaştırma dönemindeki toplam ek rezerv maliyetinin söz konusu yan hizmet piyasası katılımcısının payına düşen kısmının, ilgili uzlaştırma döneminde yan hizmet piyasası katılımcısına ödenmesi öngörülen sekonder frekans kontrol kapasite bedelinin %25’ini aşması halinde söz konusu uzlaştırma dönemine ilişkin ek rezerv tedarik maliyetinin yan hizmet piyasası katılımcısının payına düşen kısmı aşağıdaki formül uyarınca ilgili saatin yerine getirmeme bedeli olarak hesaplanır:
YGBp,f,y,s = maks [((SKBf,y,s x YGSRMf,p,y,s)÷4), (TEMf,s x (YGSRMf,p,y,s
÷TYGRMf,s))]”
MADDE 15- Aynı Yönetmeliğin 5/A bölümü başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“BÖLÜM 5/A
Sınırlı Frekans Hassasiyet Modu Esasları
Sınırlı frekans hassasiyet modu esasları
MADDE 31/A- (1) Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılmakla yükümlü olan yan hizmet birimi sahibi tüzel kişilerin TEİAŞ ile hizmete ilişkin yan hizmet anlaşmasını imzalar.
İlgili yan hizmet anlaşmasında yer alan üniteler, TEİAŞ’ın belirleyeceği teknik kriterler doğrultusunda sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılmakla yükümlüdür.
Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin hizmeti sağlayıp sağlamadıkları ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alan kriterler ile belirlenir.
Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılan yan hizmet birimlerine yansıtılacak yerine getirmeme bedellerinin detayları ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alır.
Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetini sağlayan yan hizmet birimlerine, rezervin kullanılması halinde sağlanan rezerv miktarına karşılık gelen tutar kesinleşmiş üretim tüketim programı sapma tutarına dahil edilmez.”
MADDE 16- Aynı Yönetmeliğe 5/A bölümünden sonra gelmek üzere aşağıdaki bölüm eklenmiştir.
“BÖLÜM 5/B
Talep Tarafı Katılımı Hizmeti
Talep tarafı katılımı hizmeti tedarik esasları
MADDE 31/B - (1) Şebekedeki arz-talep dengesinin sağlanması amacıyla, TEİAŞ tarafından yürütülen ve bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik süreci sonucunda toplayıcılar aracılığıyla bölgesel veya ülke genelinde talep tarafı katılımı hizmeti alınabilir.
Toplayıcılar, talep tarafı katılımı hizmetine toplayıcılık hizmet anlaşması imzaladıkları tüketim tesislerinin yüklerinin düşürülmesi suretiyle katılırlar.
Toplayıcıların toplayıcılık hizmet anlaşması imzaladıkları tüketiciler, tedarik sürecine ilişkin TEİAŞ tarafından yapılan duyuruda belirtilen nitelikleri haiz olmalıdır. Tedarik süreci duyurusunda TEİAŞ tarafından belirlenecek teknik kriterler kapsamında gerekli olan sayaç, uzaktan okuma, uzaktan kumanda, izleme, doğrulama ile diğer donanım ve yazılıma ilişkin yatırımlar toplayıcı tarafından Elektrik Piyasasında Toplayıcılık Faaliyeti Yönetmeliğinin 13 üncü maddesi uyarınca yapılır.
Talep tarafı katılımı tedarik ihalesine teklif verecek olan toplayıcının, tedarik dönemi boyunca kendisinin ve anlaşmasında kayıtlı olan tüketim tesislerinin gerekli kontrol, ölçme, izleme ve doğrulama altyapısına sahip olduğunu ve TEİAŞ’ın istediği şekilde gerekli veri akışını sağlayabileceğini TEİAŞ tarafından belirlenecek gerekli bilgi, belge ve/veya sertifikalarla belgelendirmesi ve buna dair TEİAŞ tarafından verilen test raporuna sahip olması zorunludur.
Toplayıcı, yan hizmet anlaşmasında kayıtlı olan tüketim tesislerinin bağlı olduğu ilgili şebeke işletmecisine ait kontrol sayaçlarına TEİAŞ’ın belirleyeceği niteliklere sahip uygun donanım, teçhizat ve cihaz altyapılarıyla bağlantı sağlar. EPİAŞ gerekli kontrol, ölçme, izleme ve doğrulama işlemleri için ilgili toplayıcının yan hizmet anlaşmasında kayıtlı olan kullanıcıların sayaç verilerini TEİAŞ ile paylaşır. TEİAŞ gerekmesi halinde ilgili dağıtım şirketlerinden ihtiyaç duyulan verileri temin eder.
Toplayıcı, portföyünde yer alan ve talep tarafı katılımı hizmetine katılacak iletim veya dağıtım sistemine bağlı tüketim tesislerini ilgili yan hizmet anlaşmasına kaydettirir.
Toplayıcılar, TEİAŞ’a başvurduğu aydan geriye dönük olarak nihai uzlaştırmaya esas son on iki aya ilişkin toplam asgari elektrik enerjisi tüketim miktarı 5.000 (beş bin) MWh olan tüketim tesislerini talep tarafı katılımı portföyüne dahil edebilir. Söz konusu verisi bulunmayan tüketim tesisleri için asgari anlaşma gücü 3 MW’tır.
Toplayıcı, portföyünde yer alan ve talep tarafı katılımı hizmetine katılacak iletim veya dağıtım sistemine bağlı tüketim tesislerini ilgili yan hizmet anlaşmasına kaydettirir.
Bir tüketim tesisine ait sayaçların tamamı aynı toplayıcının yan hizmet anlaşmasına kaydedilir.
Toplayıcının yan hizmet anlaşmasında kayıtlı olan tüketim tesislerinde, veya tüketim tesisi ile ilişkili sayaç bilgilerinde veya sayılarında değişiklik olması, bir tüketim tesisinin sahibi gerçek veya tüzel kişi ile toplayıcı arasındaki anlaşmanın sona ermesi veya feshedilmesi durumlarında, en geç 3 (üç) iş günü içerisinde toplayıcı tarafından TEİAŞ’a bildirim yapılır.
Toplayıcının yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerinin sahibi olan gerçek ve tüzel kişiler, toplayıcılık faaliyeti kapsamında ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde TEİAŞ’tan herhangi bir hak talep edemez.
Talep tarafı katılımı hizmeti tedarik süreci
MADDE 31/C – (1) Talep tarafı katılımı hizmeti tedarik süreci bu Yönetmelik hükümlerine göre yürütülür. Tedarik süreci, kapasite tedariki ve aktivasyon tedariki olmak üzere iki aşamadan oluşur.
Kapasite tedarik sürecine, TEİAŞ ile talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalamış olan ve kapasite tedarik ihalesinden, ihale şartnamesinde belirtilen süre kadar önce emreamade kapasitesini talep tarafı katılımı hizmeti testi ile doğrulayan toplayıcılar katılabilir.
Kapasite tedarik süreci aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) TEİAŞ kapasite tedarik sürecini, kapasite tedarikinin gerçekleşeceği günden en geç 90 gün önce TEİAŞ internet sitesinde duyurur. Duyuruda;
Hizmetin tedarik edileceği bir veya birden fazla dengeleme bölgesinden oluşan bölge veya bölgeleri,
Bir yılı geçmeyecek şekilde belirlenen tedarik dönemi,
Sistemin kritik günlerde ihtiyaç duyacağı öngörülen talep tarafı katılımı kapasitesinin minimum ve maksimum değerleri,
Kritik ayları,
Kritik saatler ve kritik günlerde talimat verilecek azami saat sayısı,
Kapasite tedarik ihalesinin yapılacağı günü,
Toplayıcı tarafından kapasite tedarikine teklif verilebilecek MW cinsinden asgari ve azami kapasite miktarı ile asgari portföy büyüklüğü,
Tedarik sürecine katılacak toplayıcılar tarafından teklif edilebilecek azami kapasite fiyatı, fiyat yapısı ve içeriği,
Teklif verecek toplayıcıların portföyünde bulunan tüketim tesislerinin sağlaması gereken, teklif dönemi öncesindeki TEİAŞ’a başvurduğu aydan geriye dönük olarak nihai uzlaştırmaya esas son kayıt tarihinden önceki on iki aya ilişkin MWh cinsinden toplam tüketim miktarı, nihai uzlaştırmaya esas son on iki aylık tüketim verisi olmayan tüketim tesisleri için ise MW cinsinden belirlenecek asgari anlaşma gücü,
Aktivasyon tedariki için MWh cinsinden verilecek tekliflerin fiyat yapısı ve içeriği,
TEİAŞ tarafından verilecek aktivasyon talimatlarının ne şekilde verileceği,
Tedarik sürecinin hangi şartlarda sonlandırılacağı,
Kapasite tedarikine ilişkin sürecin iptal şartları,
TEİAŞ tarafından gerekli görülen diğer konular,
yer alır.
b) Kapasite tedariki ihalesine katılan toplayıcılar 31/C maddesi ve tedarik süreci duyurusu kapsamında hazırladıkları tekliflerini TEİAŞ’a sunarlar. Söz konusu niteliklere sahip olmayan teklifler değerlendirmeye alınmaz ve değerlendirmeye alınmama gerekçeleri başvuru sahibine bildirilir.
c) TEİAŞ, verilen tekliflerin fiyat sıralamasını gözeterek, tedarik süreci duyurusunda yer alan minimum ve maksimum miktarları (MW) dikkate alarak teklif edilen toplam talep tarafı katılımı rezerv miktarına eşit teklifi seçer.
ç) Kapasite tedariki sonucunda talep tarafı katılımı hizmeti sağlamaya hak kazanan
toplayıcıların kazanmış oldukları kapasite miktarları, bu miktarların hangi tüketim tesislerinden sağlanacağı ve tüketim tesisleri ile ilişkili tüm sayaçlar yan hizmet anlaşmasının ekinde yer alır.
d) Kapasite tedariki sonucunda seçilen ve kazanmış oldukları kapasite miktarları ile bu miktarların sağlanacağı tüketim tesisleri yan hizmet anlaşmasına kaydedilen toplayıcılar, imzalamış oldukları yan hizmet anlaşmasına uygun olarak talep tarafı katılımı hizmetini yerine getirmeyi kabul etmiş sayılır.
e) TEİAŞ, kritik günden bir önceki gün en geç saat 18.00’ye kadar kritik gün duyurusunu yapar. Teklif sunma süresi, itiraz süresi, teklifleri seçilen toplayıcılara bildirim süresi ve kritik gün ilanının emreamadelik kontrolü kapsamında olup olmadığı hususu ile ihtiyaç duyulan diğer hususlar duyuruda belirtilir.
Aktivasyon tedarik sürecine, TEİAŞ tarafından yapılan kapasite tedarik sürecinde seçilen toplayıcılar katılır.
Aktivasyon tedarik süreci aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
TEİAŞ, kapasite tedarik ihalesinde belirtilen kritik aylar içerisinde gerekli gördüğü durumlarda ertesi gün için kritik gün ilanında bulunur ve aktivasyon tedarik süreci başlatılır.
Kapasite tedariki sonucunda teklifleri seçilen toplayıcılar aktivasyon tedarik ihalesine kapasite tedarik ihalesinde hizmet kapsamında sunmayı taahhüt ettiği kapasitenin tamamı kadar teklif verir. Fiyat teklifi vermeyen toplayıcının kapasite tedarik sürecinde sunmayı taahhüt ettiği kapasitenin tamamı için teklif fiyatı 0 TL/MWh olarak kabul edilir.
TEİAŞ verilen teklifleri fiyat sıralamasını gözeterek kritik günde ihtiyaç duyulan kapasite kadar teklifi seçer ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunur. TEİAŞ, seçilen son teklif için kısmi aktivasyon talimatı verebilir.
ç) Aktivasyon tedariki sonucunda seçilen toplayıcı, kritik gün için yükümlenmiş olduğu talep tarafı katılımı rezervini, anlaşmalı olduğu tüketim tesislerinde ihale şartnamesinde belirtilen kritik saatlerde emreamade bulundurur ve kritik günde TEİAŞ tarafından verilen yük düşümü talimatını yerine getirerek talep tarafı katılımı hizmetini sağlar.
Kritik olarak ilan edilen günde, aktivasyon tedarikinde seçilen toplayıcılara TEİAŞ tarafından bu maddenin (c) bendinde duyurulan aktivasyon miktarı kadar en az bir saatlik yük düşümü talimatı verilir.
Aktivasyon talimatları en geç gerçek zamandan iki saat önce verilir.
(6)TEİAŞ, kritik aylar içerisinde aktivasyon süreci işletilmeksizin, toplayıcıların emreamadeliğini kontrol etmek amacıyla kapasite tedarik süreci sonucunda hizmeti sağlamaya hak kazanan toplayıcılara en fazla iki defa ve en fazla birer saat olacak şekilde eşit miktarda yük düşme talimatı verebilir.
(7) Aktivasyon talimatları, tedarik süreci sonucunda hizmeti tedarik etmeye hak kazanan toplayıcılar arasında ayrım gözetilmeyecek şekilde oluşturulur.
(8) Tedarik süreci duyurusunda yer alan kritik aylar ve saatler ile tedarik dönemi boyunca ilan edilen kritik günler dışında ve tedarik süreci duyurusunda yer alan azami kritik saat sayısını aşacak şekilde aktivasyon talimatı verilemez.
(9) Ertesi günün kritik gün ilan edilmesi halinde aktivasyon tedarikinde seçilen toplayıcıların, dengeleme güç piyasası kapsamında vermiş oldukları teklifleri kritik saatler için silinir.
Talep tarafı katılımı hizmeti sağlanmasına ilişkin tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 31/Ç- (1) Kapasite tedarikinde verilen teklifler, yük düşümüne esas rezerv kapasitesini (MW) ve birim rezerv kapasitesine teklif edilen saatlik kapasite bedelini (TL/MW) içerecek yapıda ve TEİAŞ’ın tedarik süreci duyurusunda belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirilir.
Aktivasyon tedarikinde verilen teklifler, yük düşümüne bağlı olarak oluşacak elektrik enerjisi miktarını (MWh) ve birim elektrik enerjisi miktarı için teklif edilen bedeli (TL/MWh) içerecek yapıda ve TEİAŞ’ın tedarik süreci duyurusunda belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirilir.
Aktivasyon tedariki için teklif edilen MW başına saatlik aktivasyon bedeli, ilgili kritik aydaki “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca belirlenen fiyatın 1,5 katını geçemez.
Tüm teklif fiyatları, Türk Lirası (TL) cinsinden 1 TL ve katları olacak şekilde bildirilir.
Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 31/D - (1) TEİAŞ, kapasite tedarikinde verilen teklifleri toplam talep tarafı katılımı kapasite tedarik maliyetini en aza indirecek şekilde seçer. Kapasite tedariki için verilen teklifler fiyat sırasına göre dizilerek tedarik dönemi için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen talep tarafı katılımı rezerv miktarı kadar teklif seçilir ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunulur.
Kapasite tedarikinde rezerv miktarı içerisinde kalan fiyat sıralamasının sonunda yer alan teklifin sahibi toplayıcıdan, rezerv miktarını tamamlayacak şekilde, teklif ettiği kapasitenin altında kapasite tedarik edilebilir. Bu durumda ilgili toplayıcıdan tedarik edilecek kapasitenin, tedarik süreci duyurusunda yer alan kapasite tedarikine teklif verilebilecek asgari kapasitenin altında kalması halinde, ilgili toplayıcıdan asgari kapasiteye eşit kapasite tedarik edilir ve kapasite tedarik süreci duyurusunda yer alan talep tarafı katılımı rezerv miktarının üzerinde kapasite tedarik edilebilir.
Aktivasyon tedarikinde verilen teklifler fiyat sırasına dizilerek ilan edilen kritik gün ve kritik saatler için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen talep tarafı katılımı rezerv miktarı kadar teklif seçilir ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunulur.
TEİAŞ, talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin tekliflerin değerlendirilmesi hususunda, teknik ve bölgesel gereklilikler ile sistem şartlarını dikkate alarak eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hareket eder.
Talep tarafı katılımı hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 31/E- (1) Kapasite tedariki sonucunda hizmeti sağlamaya hak kazanan her bir toplayıcı için, ilgili tedarik dönemine ilişkin tedarik süreci duyurusunda belirtilen azami teklif fiyatını aşmamak koşuluyla, kapasite tedariki için vermiş olduğu teklif, ödenecek saatlik kapasite bedeli (TL/MW) olarak belirlenir.
Hizmeti sağlamaya hak kazanan toplayıcılar için, ilgili tedarik dönemine ilişkin tedarik süreci duyurusunda belirtilen azami teklif fiyatını aşmamak koşuluyla, aktivasyon tedariki sonucunda oluşan en yüksek teklif fiyatı aktivasyon bedeli (TL/MWh) olarak belirlenir.
Toplayıcılara kritik ayları takip eden fatura dönemlerinde talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında yapılacak ödemeler, aylık kapasite bedeli ile aktivasyon talimatı alıp yerinegetirilmesi halinde oluşan aktivasyon bedelinin toplamından oluşur ve aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır:
(4) Üçincü fıkradaki formülde geçen;
TTKÖTt,f: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde talep tarafı katılımı hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek ödeme tutarını (TL),
KBÖTt,f: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde emre amade tuttuğu talep tarafı katılımı hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek kapasite bedeli ödeme tutarını (TL),
c) ABÖTt,f: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde sağladığı talep tarafı katılımı hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek aktivasyon bedeli ödeme tutarını (TL),
ç) TTKKMt,f, “t” toplayıcının, “f” fatura döneminde talep tarafı katılımı için tedarik edilen kapasite miktarını (MW),
d) TTKKBt,f,s: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için uygulanacak saatlik kapasite bedelini (TL/MW),
e) TTKAYMt,f,s: “t” toplayıcının, “f” fatura dönemine ait “s” saati için de yükünün düşülmesi suretiyle sağladığı talep tarafı katılımı miktarı (MWh),
f) TTKABt,f,s: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için uygulanacak saatlik aktivasyon bedelini (TL/MWh),
g) TTKTMt,f,s: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında emreamadeliğin kontrolü için verilen talimat miktarı (MWh),
ğ) AFLf,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca “f” fatura döneminin “s” saatine ilişkin ilgili mevzuat uyarınca Kurul kararı ile belirlenen “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca belirlenen azami fiyat limiti (TL/MWh),
h) m: “d” döneminde yer alan saat sayısını,
ı) h: Kritik gün ilan edilebilecek asgari günler için azami aktivasyon saat sayısı,
i) n: Asgari kritik gün sayısına ulaştıktan sonra aktivasyon yapılacak kritik gün sayısı,
j) KAS: Kritik ay sayısı,
k) ATS: Kritik gündeki azami aktivasyon saat sayısı,
l) k: Emre amadeliğin kontrolü için talimat verilmesi ve hizmetin sağlanması durumunda “1” diğer durumlarda “0” olan katsayıyı,
ifade eder.
Talep tarafı katılımı hizmetinin izlenmesi ve kontrolü
MADDE 31/F- (1) Toplayıcılar, portföyünde yer alan her bir tüketim tesisinin tüketim değerlerini sayaç bazlı olarak ve portföyünde yer alan tüm tüketim tesislerinin toplam tüketim değerini anlık olarak izler ve elde ettiği verileri eş zamanlı olarak Talep Tarafı Katılımı Modülü üzerinden TEİAŞ’a iletir.
(2) Aktivasyon tedarik süreci sonucunda seçilen toplayıcıların tüketim düşüm miktarlarının izlenmesi ve tüketim düşümlerinin toplayıcı tarafından sağlanıp sağlanamadığının tespiti amacıyla TEİAŞ aşağıdaki veri ve bilgileri dikkate alır:
Toplayıcıların portföyünde yer alan tüketim tesislerine ait sayaçlar vasıtasıyla elde edilen veri ve bilgiler.
Toplayıcılar tarafından Talep Tarafı Katılımı Modülü aracılığıyla yapılan bildirimler.
(3) Talep tarafı hizmeti kapsamında kapasite ihalesini kazanan toplayıcılar, TEİAŞ tarafından kritik ilan edilen aylarda, pazar ve resmi tatil günleri hariç olmak üzere, her gün için bir gün önce saat 15:30’a kadar toplayıcılık hizmeti anlaşması yaptıkları ve yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerine ait her bir sayaç için ertesi güne ait saatlik tüketim programlarını TEİAŞ’a bildirir. TEİAŞ yapılan bildirim çerçevesinde her bir toplayıcının temel tüketim değerini belirler ve temel tüketim değerinden sapma olması durumunda ilgili toplayıcıya temel tüketim değerinden sapma tutarı yansıtır. Temel tüketim değerinden sapma tutarının hesaplanmasına ilişkin metodoloji Kurul Kararı ile belirlenir.
(4) Toplayıcının portföyünde yer alan tüketim tesislerine ait sayaçlardan elde edilen tüketim verilerinin olmadığı durumlarda, her bir eksik tüketim miktarı kadar yük düşme talimatının yerine getirilmediği kabul edilir.
(5) Talep tarafı katılımı hizmetine katılan toplayıcıların aktivasyon tedarikinin izlenmesi saatlik bazda; toplayıcıların, kendilerine talimat verilen aktivasyon miktarı ile toplayıcılar tarafından gün öncesinde TEİAŞ’a bildirilen tüketim programından, toplayıcıların portföyünde yer alan tüketim tesislerine ait toplam tüketim verilerinin çıkarılması sonucunda elde edilen fark karşılaştırılarak fiilen düşülen yük miktarı belirlenir.
(6) Toplayıcının toplayıcılık hizmeti anlaşması yaptıkları tüketim tesislerinin, TEİAŞ tarafından talimat verilen her bir saat için sağladıkları toplam talep tarafı katılım miktarının, verilen talimat miktarına oranına göre izleme sonuçları;
a) Talimat verilen aktivasyon miktarı ile düşülen yük miktarı arasındaki fark, talimat miktarının %10’una eşit veya daha küçük ise “sağladı”,
b) Talimat verilen aktivasyon miktarı ile düşülen yük miktarı arasındaki fark, talimat miktarının %10’u ile %25 arasında ise “sağlamadı”,
ç) Talimat verilen aktivasyon miktarı ile düşülen yük miktarı arasındaki fark, talimat miktarının %25’sine eşit veya daha büyük ise “katılmadı”,
olarak değerlendirilir.
(7) TEİAŞ tarafından kritik gün ilan edilen günlerde toplayıcılar tarafından yapılan KGÜP değişiklikleri bu hizmet kapsamında dikkate alınmaz.
Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin yerine getirmeme bedelleri
MADDE 31/G- (1) 31/B maddesi kapsamında üstlendiği yükümlülük kapsamında herhangi bir sebeple 31/E maddesi kapsamında yapılan izleme sonucunda talep tarafı katılımı hizmetini “sağlamadı” olarak tespit edildiği durumda, 31/B maddesi kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan ilgili toplayıcıya ihlalin söz konusu olduğu fatura dönemi için kapasite bedeli ödenir ancak aktivasyon bedeli ödemesi yapılmaz.
31/B maddesi kapsamında üstlendiği yükümlülük kapsamında herhangi bir sebeple 31/E maddesi kapsamında yapılan izleme sonucunda talep tarafı katılımı hizmetine “katılmadı” olarak tespit edildiği durumda, 31/B maddesi kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan ilgili toplayıcıya ihlalin söz konusu olduğu fatura dönemi için aktivasyon bedeli ve fatura dönemi için de kapasite bedeli ödemesi yapılmaz.
İkinci fıkra kapsamında “katılmadı” olarak değerlendirilen fatura dönemleri için toplayıcıya aşağıdaki formül ile hesaplanan yerine getirmeme bedelleri uygulanır.
(4) Üçüncü fıkradaki formülde geçen;
a) TTKYGBt,f: “t” toplayıcının , “f” fatura dönemine ait talep tarafı katılımını yerine getirmeme bedelini (TL),
b) TTKARMt,f,s: “t” toplayıcıdan , “f” fatura dönemine ait “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için aktive edilmek üzere tedarik edilen rezerv miktarını (MW),
c) TTKABt,f,s: “t” toplayıcısı için “f” fatura döneminin “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için uygulanacak saatlik aktivasyon bedelini (TL/MW),
ç) m: “f” fatura dönemindeki kritik günlerde verilen aktivasyon talimatının saat sayısını,
d) t,f,: “t” toplayıcısı için “f” fatura döneminde talep tarafı katılımı hizmetine katılımın “katılmadı” olarak değerlendirildiği uzlaştırma dönemleri için “1”, diğer durumlarda “0” değerini alan katsayıyı,
e) k: ceza katsayısını,
f) n: “t” toplayıcısına, “f” fatura döneminde verilen aktivasyon talimat sayısı,
ifade eder.
(5) Üçüncü fıkra kapsamında uygulanacak k ceza katsayısı, Aynı fatura dönemi içerisinde her biri farklı talimatlar kapsamında olmak üzere; birinci ve ikinci ihlalde 1, üçüncü ihlalde 2 ve dördüncü ve üzeri sayıdaki ihlallerde 3 olarak uygulanır. Dördüncü ihlalde toplayıcı mevcut tedarik sürecinden çıkartılır.
(6) Üçüncü fıkra kapsamında hesaplanacak yerine getirmeme bedellerinde aktivasyon bedelinin 0 TL/MWh olarak oluştuğu durumda yerine getirmeme bedeli “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca belirlenen azami fiyat limiti (TL/MWh) üzerinden hesaplanır.
Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşmaları
MADDE 31/Ğ - (1) Talep tarafı katılımı hizmetini sağlamak üzere tedarik sürecine katılmak isteyen toplayıcı ile TEİAŞ arasında, genel hükümleri Kurul tarafından onaylanan talep tarafı katılımı hizmeti sağlanmasına dair yan hizmet anlaşması imzalanır.
TEİAŞ ile yan hizmet anlaşması imzalayacak olan toplayıcılar, anlaşmanın imzalanabilmesi için gerekli şartların sağlandığının tespit edilmesi amacıyla TEİAŞ’a başvurur. Başvuru için talep edilen bilgi ve belgeler ile gerekli şartlar TEİAŞ tarafından hazırlanarak internet sitesinde yayımlanır.
TEİAŞ ikinci fıkra kapsamındaki başvuruları, başvuru tarihinden itibaren bir ay içerisinde sonuçlandırarak sonucu başvuru sahibine bildirir.
Başvurusu kabul edilen toplayıcı ile TEİAŞ arasında Talep Tarafı Katılımı Hizmeti Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşması imzalanır.
Talep Tarafı Katılımı Hizmeti Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşması aşağıdaki bilgi ve belgeleri içerir:
Anlaşmanın kapsadığı süre.
Toplayıcının anlaşma yapmış olduğu tüketim tesislerine ilişkin sayaç bilgileri, tüzel kişilik bilgileri, anlaşma güçleri ve varsa geçmiş on iki aya ilişkin tüketim değerleri.
Kapasite tedariki sonucunda teklifi kabul edilmiş olan toplayıcının yükümlendiği kapasite.
ç) Toplayıcılık lisans belgesinin veya tedarik lisansının tadil edildiğine ilişkin belgenin aslı, noter onaylı sureti veya lisans suretinin aslı.
Anlaşmanın feshi veya sonlandırılmasına ilişkin hükümler.
TEİAŞ’ın anlaşmada yer almasını uygun gördüğü ve ilgili mevzuat ile tedarik süreci duyurusunda yer alan hususlarla çelişmeyen nitelikteki diğer hususlar.
(6) Toplayıcı, yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgileri, hizmeti sağlamaya hak kazandığı bir tedarik döneminde yer alan kritik aylarda değiştiremez, kaydedilen tüketim tesislerine ekleme veya çıkarma yapamaz. Ancak, anlaşmaya kaydedilen bir tüketim tesisine ilişkin sayaç bilgilerinin sehven yanlış kaydedilmiş olması veya tüketim tesisine ilişkin sayaçların sehven eksik kaydedilmiş olması veya tüketim tesislerinin kapasite artışına bağlı olarak kayıtlı tüketim tesislerine sayaç ilave edilmesi durumlarında, kritik aylarda anlaşmada kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgiler değiştirilebilir.
Toplayıcı, yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgileri, hizmeti sağlamaya hak kazandığı bir tedarik döneminde yer alan kritik aylarda değiştiremez, kaydedilen tüketim tesislerine ekleme veya çıkarma yapamaz. Ancak, bir tüketim tesisinin toplayıcı ile olan anlaşmasının herhangi bir sebebe bağlı olarak sona ermesi veya feshedilmesi durumunda, toplayıcı bu durumu en geç bir hafta içerisinde TEİAŞ’a bildirir. TEİAŞ toplayıcı ile anlaşması sona eren veya feshedilen tüketiciyi anlaşmadan çıkarır. Toplayıcının anlaşmasında kayıtlı kapasitenin, kapasite tedarikinde kazanılan toplam kapasitenin altına düşmesi durumunda, toplayıcı ilgili kritik ay veya aylar için kapasite bedeli alamaz ve aktivasyon tedarikine katılamaz.
Toplayıcının anlaşmasında kayıtlı tüketim tesisine sayaç ilave edilmesi durumunda kritik aylarda anlaşmada kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgiler değiştirilir.”
MADDE 17- Aynı Yönetmeliğin 63 üncü maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 63- (1) Bir önceki fatura döneminde sağlanan yan hizmetlere ilişkin 60 ıncı maddede belirtilen süre içinde tespit edilemeyen hatalara ilişkin itirazlar Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 133 üncü maddesinde belirtilen süreler dahilinde yazılı olarak yapılır. Yan hizmet sağlayan tüzel kişiler tarafından yapılan ödeme bildirimlerine ilişkin itirazların içeriğine uygun olarak EPİAŞ veya TEİAŞ tarafından değerlendirilmesi sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler EPİAŞ tarafından gerçekleştirilir. İtirazın sonuçlandırılmasını takiben EPİAŞ tarafından ilgili yan hizmet faaliyetini gösteren tüzel kişiye sistem üzerinden bildirim yapılır. Yapılan düzeltme sonucunda, tüzel kişi ya da kişilere yapılması gereken veya tüzel kişi ya da kişilerin yapması gereken ödeme, düzeltmeye ilişkin bildirimin yapıldığı tarihten sonraki ödeme bildiriminde, geçmişe dönük düzeltme kalemi olarak yer alır.
(2) Reaktif güç desteği sağlayan tüzel kişilere yansıtılan yerine getirmeme bedellerine ilişkin itirazlar Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde belirtilen süreler dahilinde TEİAŞ’a yazılı olarak yapılır. Yan hizmet sağlayan tüzel kişiler tarafından yapılan itirazların içeriğine uygun olarak TEİAŞ tarafından değerlendirilmesi sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler TEİAŞ tarafından gerçekleştirilir.
(3) 63/A maddesi kapsamında yapılacak düzeltmeler süre sınırına tabi olmaksızın yapılır.”
MADDE 18- Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin maddelerin yürürlüğe girme tarihi ve ilk ihale duyurusu
GEÇİCİ MADDE 7 - TEİAŞ, talep tarafı katılımı hizmeti alımı için ilk ihale duyurusunu en geç 1/3/2025 tarihine kadar yapar.
Talep tarafı katılımı hizmetine katılım için aranacak asgari tüketim miktarı
GEÇİCİ MADDE 8 – (1) Bu Yönetmeliğin 31/B maddesinin yedinci fıkrasında belirtilen 5.000 (beşbin) MWh tüketim değeri, 2025 yılı için 10.000 (onbin) MWh olarak uygulanır.
Yan Hizmet Anlaşmalarının Güncellenmesi ve Sınırlı Frekans Hassasiyet Modu Yan Hizmeti Anlaşması
GEÇİCİ MADDE 9–(1) TEİAŞ, mevcut yan hizmet anlaşmalarını bu Yönetmeliğin yayımı tarihi itibarıyla iki ay içerisinde güncelleyerek Kuruma sunar.
(2) TEİAŞ sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşmasını hazırlayarak 1/3/2025 tarihine kadar Kuruma sunar.”
MADDE 19- (1) Bu Yönetmeliğin;
5 inci, 6 ncı, 7 nci, 9 uncu, 10 uncu, 11 inci, 12 nci, 13 üncü ve 14 üncü maddeleri 1/3/2025 tarihinde,
b) Diğer hükümleri yayımı tarihinde,
yürürlüğe girer.
MADDE 20– Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı
yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0f3871c435835.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10163 Karar Tarihi: 22.4.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22.4.2021 tarihli toplantısında; ekteki Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılması Hakkında Kararın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
OTOMATİK SAYAÇ OKUMA SİSTEMLERİNİN KAPSAMINA VE SAYAÇ DEĞERLERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASI HAKKINDA KARAR
MADDE 1- 8/8/2015 tarihli ve 29439 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esasların 3 üncü maddesinin birinci fıkrasına (ğ) bendi olarak aşağıdaki bent eklenmiştir.
“ğ) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile müstakil elektrik depolama tesislerinden verilen ve çekilen elektrik enerjisini ölçen sayaçlar.”
MADDE 2- Aynı Usul ve Esasların 5 inci maddesinin ikinci fıkrasına (ç) bendi olarak aşağıdaki bent eklenmiş ve devamındaki bent buna göre teselsül ettirilmiştir.
“ç) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile müstakil elektrik depolama tesisleri için ilgili piyasa faaliyeti gösteren tüzel kişinin,”
MADDE 3- Aynı Usul ve Esasların 6 ncı maddesinin ikinci ve üçüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Dengeleme birimi olan üretim, tüketim veya elektrik depolama tesislerinin 15 dakikalık üretim veya tüketim değerleri piyasa işletmecisi ile en geç ilgili saatin 2 saat sonrasında paylaşılır.
(3) Dengeleme birimi olmayan üretim tesisleri ile elektrik depolama tesislerinin 15 dakikalık üretim veya tüketim değerleri, piyasa işletmecisi ile en geç ilgili günün sonunu takip eden 2 saat içerisinde paylaşılır.”
MADDE 4- Bu karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 5- Bu karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0f3a3ba728741.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİM YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği’nin 26 ncı maddesinin on beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(15) Mahsuplaşma işlemleri bu madde kapsamında yürütülen, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi kapsamında yer alan üretim tesisleri ile farklı ölçüm noktasında olmak kaydıyla, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında üretim tesislerinin birlikte kurulması halinde, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi kapsamındaki tesisin çalışması şartıyla; aylık mahsuplaşma sonucunda 5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamındaki tesisten şebekeye enerji verilmesi halinde, söz konusu enerji miktarı ilgili mevzuat uyarınca altıncı fıkrada yer alan usule uygun olarak YEKDEM kapsamında değerlendirilir. Bu fıkra kapsamında yer alan üretim tesislerinin toplam kurulu gücü, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (h) bendi uyarınca ilişkili tüketim tesisine göre belirlenecek toplam kurulu güçten fazla olamaz.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik 1/10/2023 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3– Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0f8cda4694905.docx | 6 Ekim 2020 SALI Resmî Gazete Sayı : 31266
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 9598 Karar Tarihi: 05/10/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 05/10/2020 tarihli toplantısında; ekte verilen Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılması Hakkında Kararın kabul edilmesine,
karar verilmiştir.
EK
GÜN ÖNCESİ PİYASASINDA VE DENGELEME GÜÇ PİYASASINDA ASGARİ VE AZAMİ FİYAT LİMİTLERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASI HAKKINDA KARAR
MADDE 1 – 21/06/2016 tarihli ve 29393 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esasların geçici 1 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(5) Bu fıkra hükmünün yürürlüğe girdiği tarihten itibaren Kurul tarafından yeni bir karar alınıncaya kadar; ilgili piyasalarda asgari fiyat limitleri 0 TL/MWh, azami fiyat limitleri ise içinde bulunulan takvim ayı esas alınarak iki ay önceki takvim ayından itibaren geriye dönük 12 aylık PTF ağırlıklı ortalamalarının iki katı olarak uygulanır. Bu uygulama süresince bu Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin ikinci fıkrası hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 2 – Bu karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_0fe77a6318607.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9639 Karar Tarihi : 22/10/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/10/2020 tarihli toplantısında; ekteki “Elektrik Piyasası Dağıtım Sistemi Yatırımlarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
ELEKTRİK PİYASASI DAĞITIM SİSTEMİ YATIRIMLARININ BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar
Amaç
MADDE 1 - (1) Bu Usul ve Esasların amacı, elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin dağıtım sistemi gelir düzenlemesi kapsamında yatırım harcamalarının belirlenmesi ve gerçekleşmesinin izlenmesine ilişkin kuralları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2 - (1) Bu Usul ve Esaslar dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin dağıtım sistemi gelir düzenlemesi kapsamında yatırım harcamalarının belirlenmesi ve gerçekleşmesinin izlenmesine ilişkin kuralları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 - (1) Bu Usul ve Esaslar, 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği ve Dağıtım Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ hükümlerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 - (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
Akıllı şebekeler: Üretim, iletim, dağıtım sistemlerinde enerjinin güvenilir, verimli, kesintisiz olarak aktarılabilmesi ve kaynakların verimli kullanılabilmesi amacıyla, siber güvenliğe sahip bilgi ve iletişim teknolojilerinin kullanılmasıyla gelişmiş izleme, ölçüm, yönetim ve veri paylaşımının yapılabildiği, kullanıcı talepleri ile şebeke imkanlarının optimum şekilde eşleştirilmesini sağlamaya yönelik şebekeleri,
Ar-Ge mevzuatı: Elektrik dağıtım şirketlerinin araştırma, geliştirme ve yenilik faaliyetlerine yönelik olarak Kurum tarafından yürürlüğe konan yönetmelik, tebliğ, kurul kararı ve benzeri ikincil düzenlemeleri,
Bildirim talimatı: 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatını,
Birim bedel: Dağıtım tesisinde kullanılan ve kapsamı Kurul tarafından belirlenen Birim Bedel Tariflerinde belirlenmiş olan bedeli,
Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
Düzenleyici hesap planı: Dağıtım şirketlerinin muhasebe kayıtlarının raporlanmasına ilişkin Kurul kararı ile belirlenmiş olan hesap planını,
Ekonomik ömür: Bir varlığın işletmeye ekonomik fayda sağlaması beklenen tahmini süreyi,
Geçici kabul tutanağı: Elektrik dağıtım tesislerinin kabulüne ilişkin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanan mevzuat uyarınca onaylanmış belge ve ekleri ile dağıtım şirketi tarafından yapılan diğer yatırım harcamalarının istenen şartları sağladığına dair varsa mevzuatta tanımlanan yetkili kurum ve kuruluşlarca, yoksa ilgili dağıtım şirketince düzenlenerek onaylanan belge ve ekleri,
Gelir düzenleme takvimi: Tarife uygulama dönemi süresince geçerli olan parametrelerin belirlenmesine dair çalışmalara ilişkin tanımlanan takvimi,
Kabul edilen net yatırım harcamaları: Kabul edilen yatırım harcamaları tutarından varlık satış ve bağlantı gelirlerinin düşülmesi suretiyle her bir tarife yılı için hesaplanan tutarı,
Kabul edilen yatırım harcamaları: Ön kabulden geçmiş yatırım harcamalarından Kurul Kararıyla kabul edilenleri,
Kanun: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
Master plan: Elektrik dağıtım sisteminde; talep artışının karşılanması, tedarik sürekliliği, teknik ve ticari kalite parametrelerinin geliştirilmesi, hizmet kalitesinin artırılması ve ekonomik ömrünü doldurmuş şebekenin yenilenmesi amacıyla, talep tahmini ve bölgesel gelişim parametrelerinden yararlanılarak hazırlanan 5 yıllık kısa dönem ve 10 yıllık orta dönem planları,
Otomatik sayaç okuma sistemi (OSOS): Sayaç verilerinin otomatik olarak uzaktan okunabilmesi, verilerin merkezi bir sisteme aktarılması, doğrulanması, eksik verilerin doldurulması, verilerin saklanması ve ilgili taraflara istenen formatta sunulması amacıyla, TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından kurulacak olan ve gerekli yazılım, donanım ve iletişim altyapısını kapsayan sistemi,
Ön kabulden geçmiş yatırım harcamaları: Dağıtım şirketleri tarafından bir tarife yılı içerisinde kullanıma hazır hale getirilen yatırımlardan, bu Usul ve Esaslar dikkate alınarak hesaplanan harcamaları,
Özel maliyetler hesabı: Tek Düzen Hesap Planının 264 numaralı Özel Maliyetler hesabını,
Tarife uygulama dönemi yatırım karakteristiği tavanı: Onaylı yatırım planında yer alan ve bir yatırım karakteristiğine ait tarife uygulama dönemi boyunca yapılması öngörülen yatırım tutarını,
Tarife uygulama dönemi yatırım tavanı: Onaylı yatırım planında yer alan ve bir tarife uygulama dönemi boyunca yapılması öngörülen toplam yatırım tutarını,
Tebliğ: Dağıtım Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliği,
Yapılmakta olan yatırımlar hesabı: Tek Düzen Hesap Planının 258 numaralı Yapılmakta Olan Yatırımlar hesabını,
Yatırım planı: Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri doğrultusunda dağıtım şirketinin, mevcut dağıtım sisteminde yapacağı şebeke yatırımları, şebeke işletim sistemi yatırımları, yasal zorunluluğu olan yatırımlar, Ar-Ge projesi yaygınlaştırma yatırımları ile yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamaları kapsayan Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği ve ilgili tebliğleri uyarınca yapılan gelir/tarife düzenlemesi çerçevesinde Kurul tarafından onaylanan planı,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Ön Kabulden Geçmiş Yatırım Harcamalarının Belirlenmesine İlişkin Esaslar
Ön kabulden geçmiş yatırım harcaması hesaplamaları
MADDE 5 - (1) Lisans sahibi tüzel kişiler tarafından gerçekleştirilen yatırım harcamaları;
Kurul tarafından onaylanmış yatırım planları kapsamında yapılmış olması,
Dağıtım faaliyetinin yürütülmesi için yapılması gerekli olan yatırım harcamaları ile yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalardan oluşması,
Harcamaya ilişkin varlıkların kullanıma hazır hale getirilerek kullanılmaya başlanmış ve geçici kabul için Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının veya yetkilendirdiği Kurum veya Kuruluşa ilgili uygulama yılının 31 Aralık tarihine kadar başvurması ve takip eden yılın 31 Mart tarihine kadar onaylatılmış olması, dağıtım şirketlerinin yetkisinde olan tesislerin ise uygulama yılının 31 Aralık tarihine kadar geçici kabulünün yapılarak onaylanmış olması,
Kesin hesabının yapılmış olması,
Yapılan yatırımların mülkiyetinin kamuya ait veya kamu adına yapılmış olması ya da bu şartları sağlamasa da mevzuat gereği yapılmış olması,
Kur farkı, vade farkı, bu Usul ve Esasların 11 inci maddesinde belirtilen faiz ödemeleri hariç olmak üzere faiz ve benzeri finansman giderlerinin ayrıştırılmış olması,
Yatırım faaliyeti kapsamında tahakkuk eden Özel Tüketim Vergisi hariç olmak üzere, KDV ve Damga Vergisinin ayrıştırılmış olması,
Muhasebe kayıtlarına ve muhasebe kayıtlarına esas ispatlayıcı belgelere uygun olduğunun belgelenmesi,
Tebliğin 11 inci maddesinin beşinci fıkrası kapsamındaki varlıklar ile amortismanı/itfası başlatılmış olan varlıkların kullanılması halinde, söz konusu varlıklara ilişkin bedellerin ayrıştırılmış olması,
esasları çerçevesinde ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak gelir düzenlemesi hesaplamalarında dikkate alınır.
(2) Ön kabulden geçmiş yatırım harcamaları danışmanlık ile genel yönetim giderlerini ve sözleşme imzalama aşamasında, kapsamı, işin tanımı ve sözleşme bedeli belli olmayan, adam/gün gibi yöntemlerle hesaplanan, süre bazlı personel ücreti karşılığı hizmet alımı harcamalarını içermez.
(3) Birinci fıkrada yer alan esaslar haricindeki sebeplerle, yatırım harcamalarının ön kabulden geçmiş yatırım harcaması hesaplamalarında dikkate alınmasına ilişkin oluşabilecek tereddütleri gidermeye Kurul yetkilidir.
(4) Bir harcamanın yatırım harcaması olarak değerlendirilebilmesi için dağıtım tesislerinde elektrik projesi, diğer yatırımlarda yatırım projesi olacak şekilde önceden projelendirilerek tesis edilmesini müteakip, kabulünün yapılarak aktifleştirilmesi esastır.
(5) Ön kabulden geçmiş yatırım harcamaları kapsamında yapılan yapım işleri ile mal ve hizmet alım ve satışlarının, ilgili mevzuata uygun olarak yapılmış olması esastır.
(6) Elektrik dağıtım şirketlerinin dağıtım faaliyetinin yürütülmesi için gerekli olan şebeke yatırımları, şebeke işletim sistemi yatırımları, yasal zorunluluğu olan yatırımlar, Ar-Ge projesi yaygınlaştırma yatırımları ile yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar kapsamındaki harcamalar, bu Usul ve Esaslardaki şartları sağlamasını müteakip yatırım harcaması olarak tarife hesaplamalarında dikkate alınır.
(7) Ön kabulden geçmiş yatırım harcamaları, 213 sayılı Vergi Usul Kanunu’nun 313 üncü maddesinde yer alan değeri fatura bazında belli bir tutarı aşmayan alet, edevat, mefruşat ve demirbaşlara ait harcamaları içermez.
(8) Dağıtım şirketinin önceki yıllara ait verileri, aynı faaliyetle iştigal eden yerli ve/veya yabancı diğer tüzel kişilere ait veriler ve/veya ekonometrik modeller, kamu kurum ve kuruluşları tarafından yayımlanan birim bedeller analiz edilerek birim bedeller belirlenebilir. Birim bedellerin belirlenmesinde, bunlardan birisi dikkate alınabileceği gibi birden fazlası da dikkate alınabilir.
(9) Birim bedele tabi olmayan yatırım harcamalarında; sektör verilerinden hareketle elde edilen kabul sınırları kullanılarak ve/veya teknik ve ekonomik açılardan incelenerek gerekli düzeltmeler yapılabilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Yatırım Planlaması
Yatırım planlarının hazırlanması, onaylanması ve revizyonu
MADDE 6 - (1) Dağıtım şirketleri, bir sonraki tarife uygulama dönemi boyunca yapılması öngörülen yatırım tutarlarını içeren yatırım planı tekliflerini gelir düzenleme takvimi çerçevesinde Bildirim Talimatına uygun olarak Kuruma sunar. Dağıtım şirketleri tarafından sunulan yatırım planı teklifleri, ilgili mevzuat ve teklif tutarının tarifeye etkisi dikkate alınarak Kurum tarafından incelenir ve yapılan inceleme ve değerlendirmeler de dikkate alınarak Kurul tarafından aynen veya değiştirilerek onaylanır.
(2) Yatırım planı tekliflerinin ilgili mevzuatta istenen kapsam ve sürede dağıtım şirketi tarafından sunulmaması halinde, Kurum tarafından ilgili dağıtım şirketine yazılı olarak bildirimde bulunularak söz konusu verilerin sunulması amacıyla süre verilir. Dağıtım şirketi tarafından yatırım planı tekliflerinin Kurum tarafından verilen sürede ve belirtilen şekilde sunulmaması halinde ilgili dağıtım şirketi, Kurul tarafından re’sen onaylanan yatırım planına uymakla yükümlüdür.
(3) Tarife uygulama dönemi içerisinde, onaylanmış toplam yatırım harcamasına ilişkin değişiklik yetkisi ile yatırım karakteristikleri arası bütçe revizyon yetkisi Kurula aittir. Dağıtım şirketi, tarife uygulama dönemi içerisinde, söz konusu uygulama dönemi için Kurul tarafından onaylanmış yatırım tavanının artırılması ya da yatırım karakteristikleri arası bütçe revizyonu talebinde bulunabilir. Başvuru, gerekçeleriyle birlikte sunulur ve Kurum tarafından yapılan inceleme ve değerlendirme sonucunda Kurul tarafından karara bağlanır.
(4) Onaylı yatırım planında yer alan şebeke yatırımları karakteristiğindeki bütçe, diğer yatırım karakteristiklerine aktarılamaz.
(5) Bir tarife uygulama dönemi içerisinde tarife uygulama dönemi onaylı yatırım tavanının %5 fazlasını aşmamak şartıyla, onaylı tarife uygulama dönemi yatırım karakteristiği tavanının %10 fazlasına kadar yapılan harcamalar Kurul onayına tabi değildir. Bu sınırları aşan bir harcama Kurul izni alınmadan yapılamaz, yapılması durumunda aşılan tutar ön kabulden geçmiş yatırım harcamaları hesaplamasında dikkate alınmaz.
(6) Tarife uygulama dönemi içerisinde, tarife uygulama dönemine ait toplam yatırım tavanı aşılmamak şartıyla öngörülen yıllık yatırım tutarları arasında aktarım yapılabilir. Yıllar arası aktarıma ve aktarım kaynaklı düzeltme işlemlerine ilişkin uygulama Tebliğ hükümlerine uygun olarak yürütülür.
Yatırım planı esasları
MADDE 7 - (1) Dağıtım şirketi, yatırım karakteristiği bazında yatırım harcaması öngörülerini içeren yatırım planını, master planlarını dikkate alarak ve yatırım gerekçeleriyle birlikte Kuruma sunar.
(2) Yatırım planları kapsamında yapılacak olan yatırımlarda ilgili mevzuat kapsamında;
a) Can ve mal güvenliğine,
b) Tedarik sürekliliği ve teknik kaliteye,
c) Dağıtım sistemine bağlantı taleplerine,
ilişkin yatırımlara öncelik verilir.
(3) Dağıtım şirketi tarafından tarife uygulama dönemine ait onaylı yatırım planı kapsamında planlaması yapılarak Kuruma bildirilen yatırım projelerinin ilgili tarife uygulama dönemi içerisinde tamamlanması esastır.
(4) Tarife uygulama dönemi son yılına ait Dağıtım Sistemi Yatırım Tahmin Bildiriminde yer alan ancak ilgili tarife uygulama dönemi içerisinde bitirilemeyen yatırım projeleri, yatırım projesinin başladığı yılın ait olduğu tarife uygulama döneminin sona ermesini müteakip Dağıtım Sistemi Yatırım Uygulama Dönemi İçerisinde Bitirilemeyen Projeler Bildirimi kapsamında Bildirim Talimatına uygun olarak Kuruma bildirilir. Bu projelerin başladığı yılın ait olduğu tarife uygulama dönemi onaylı yatırım harcaması tavanından, ilgili tarife uygulama döneminde gerçekleştirilemeyen tutar kalması durumunda, bu yatırım projelerinin başlamasından bitirilmesine kadar ki toplam tutarından azami olarak onaylı yatırım tavanından gerçekleştirilemeyen tutar kadarı müteakip tarife uygulama dönemi yatırım tavanına ilave edilir. Bu yatırım projelerine ait harcamalar bir sonraki tarife uygulama döneminde, 5 inci maddenin birinci fıkrasında belirtilen şartları sağlamasını müteakip Özel Maliyetler Hesabına aktarıldığı yıla ait yatırım harcaması olarak değerlendirilir. Dağıtım Sistemi Yatırım Uygulama Dönemi İçerisinde Bitirilemeyen Projeler Bildirimi kapsamında Bildirim Talimatına uygun olarak bildirilen yatırım projeleri için, ilgili projelerin toplam tutarının %5 fazlasına kadar olan harcamalar ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilir.
Master plan esasları
MADDE 8 - (1) Master plan; tedarik sürekliliği, teknik ve ticari kalite parametrelerinin geliştirilmesi, hizmet kalitesinin artırılması ve acil eylem stratejilerinin belirlenmesi amacıyla, dağıtım sisteminin gelecekte karşılaşılabileceği sorunları, arz-talep dengesini, genişlemesini veya daralmasını öngörecek şekilde kısa ve orta dönem olarak, talep tahmini ve bölgesel gelişim parametrelerinden yararlanılarak hazırlanır.
(2) Master plana uygun olarak öngörülen yatırım ihtiyaçları ilgili projelerde detaylandırılır. 5 yıllık master planlar kapsamındaki projelerin ana hatları planlama aşamasında tanımlanır.
(3) Master plan aşağıdaki kriterlere göre hazırlanır:
Mevcut şebekenin durumuna ve niteliklerine uygun olmalıdır.
Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan nüfus, tüketim, gelişme, gayrisafi milli hasıla gibi enerji tüketimini ve üretimini etkileyebilecek değerleri ve bunların olası değişimlerinin etkisini içermelidir.
Enerji talep artışına uygun hazırlanmalı ve değişen tüketim ve/veya üretim eğilimlerine cevap vermelidir.
Planlamanın merkezinde bulunan enerji kaynaklarının sistemdeki dağılımı dikkate alınmalıdır.
Tedarik sürekliliği ile teknik ve ticari kalite göstergelerinin iyileştirilmesine yönelik planlamaları ve hedefleri içermelidir.
Teknik ve teknik olmayan kayıpların düşürülmesine yönelik planlamaları ve hedefleri içermelidir.
Kaynakların ekonomik kullanımı esas alınmalıdır.
Teknik bilgilerle desteklenmiş olmalıdır.
Elektrik dağıtım tesisinin işletimini kolaylaştırmalıdır.
Kısa-orta vadeli olarak farklı senaryolar altında alt projelere ayrılarak tesis edilebilir olmalı, ihtiyaca göre farklı periyotlarla güncellenmelidir.
(4) Master plan içerisinde yer alan akıllı şebekeler kısmı aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde hazırlanır.
Plan, akıllı şebeke bileşenlerine ilişkin mevcut durum ile ilgili bilgileri içermelidir.
Mevcut altyapıdaki/sistemlerdeki özelliklerin daha etkin kullanılmasına yönelik işlemler planlamaya dahil edilmelidir.
Akıllı şebekeler planlaması proje detayında olmalıdır.
Planlama kapsamında ele alınan tüm projelerle ilgili fayda-maliyet analizleri yapılarak bu kapsamda önceliklendirmeler yapılmalıdır.
Projelere ilişkin planlama içeriğinde asgari olarak; projeni adı, kapsamı, gerekçesi, hedefi, niceliksel ve niteliksel faydası, ilgili teknoloji, donanım ve yazılım bileşeni öngörüsü, proje konusu ile ilgili olarak mevcut durum, proje süresi, takvim ve bütçe öngörüsü unsurları yer almalıdır.
Yeni iş modelleri, yeni hizmet ve servisler ile piyasa yapılarına ilişkin planlamaları ve ilişkili mevzuat önerilerini de içeren ayrı bir bölüm bulunmalıdır.
(5) Master planların, hizmet alımı yoluyla hazırlanmasına ve güncellenmesine ilişkin harcamalar ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak dikkate alınmaz.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Yatırımlar
Yatırım karakteristikleri
MADDE 9 - (1) Yatırımlar aşağıdaki karakteristiklerden oluşur:
Şebeke yatırımları,
Yasal zorunluluğu olan yatırımlar,
Şebeke işletim sistemi yatırımları,
Ar-Ge projesi yaygınlaştırma yatırımları,
Yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar.
Şebeke yatırımları
MADDE 10 - (1) Elektrik dağıtım sisteminde yapılacak olan şebeke yatırımları aşağıdaki yatırım türlerinden oluşur:
Dağıtım sistemine bağlı bulunan tüketicilerin tüketim artışını karşılamak üzere şebekenin mevcut kapasitesi, transformatör merkezlerinin kurulu gücü, puant yüklenmesi ve talep artış tahminleri dikkate alınarak yapılan hesaplamalar neticesinde yapılması gereken yatırımlar,
Dağıtım sisteminin mevcut kapasitesinden bağımsız olarak ele alınan, bir şebekede zamanla yeni yerleşim yeri oluşması sonucu ortaya çıkan ihtiyacın karşılanabilmesi için yapılması gereken genişleme yatırımları,
Dağıtım tesislerinin ekonomik ömrünü tamamlaması veya can ve mal güvenliği nedeni ile aynı nitelikte yeniden yapılan yatırımları,
Tedarik sürekliliği, ticari ve teknik kaliteye ilişkin kriterlerin yerine getirilmesi için yapılan dağıtım merkezleri, kesici ölçü kabinleri, kompanzasyon-reaktör ile teknolojik gelişmelere uygun olarak ihtiyaç duyulan yatırımları,
Dağıtım sistemine bağlı bulunan veya bağlanacak olan dağıtım sistemi kullanıcıları için yapılacak olan dağıtım tesisi yatırımları,
Dağıtım sisteminde kayıpları azaltmak ve standardizasyonu sağlamak amacıyla gerilim dönüşümü için yapılan yatırımlar,
Mevcut dağıtım tesislerindeki deplase işlerine ait yatırım harcamaları,
İlgili mevzuat çerçevesinde dağıtım şirketlerinin yükümlülüğünde yer alan aydınlatma yatırımları,
Dağıtım şirketi tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarının elektrik enerjisi ölçümlerine ilişkin tesis edilmiş olan sayaç yatırımları,
Elektrik enerjisi ölçümlerine ilişkin tesis edilmiş olan sayaçların okunamaması gibi nedenlerle bina dışına alınması için yapılan yatırımlar.
(2) Birinci fıkranın (f) bendi kapsamında, mevcut dağıtım tesislerindeki deplase işlerine ait yatırım harcamaları; deplasesi talep edilen dağıtım tesisinin kamulaştırma işlemlerinin tamamlanmış olması halinde veya ilgili mevzuatta açık hüküm bulunması haricinde, deplase talebini yapan gerçek veya tüzel kişi tarafından karşılanacak olup ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilmez. Mevcut dağıtım tesisinin ilgili kurum ve kuruluşların bilgisi veya izni dahilinde yapılmaması durumunda deplase işlemine ait masrafların ilgili dağıtım şirketi tarafından karşılanması aksi durumda ise ilgili kurum ve kuruluşlarca karşılanması esas olup ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilmez. Kanunun 19 uncu maddesinin altıncı fıkrasında belirtilen özelleştirme tarihi itibarıyla mevcut olan dağıtım tesislerinin bulunduğu ve bu tarih itibarıyla kamulaştırma kararları alınmamış veya kamulaştırma kararı alınmakla birlikte kamulaştırma işlemleri tamamlanmamış tesisler bu fıkra kapsamında değerlendirilmez. Kayseri ve Civarı T.A.Ş. için özelleştirme tarihi yerine Kurumdan lisans aldığı tarih dikkate alınır.
(3) Birinci fıkranın (a) ve (b) bentleri kapsamındaki yatırımlara konu şebeke varlıklarının en az 15 yıl, (ğ) bendi hariç diğer bentleri kapsamındaki yatırımlara konu şebeke varlıklarının en az 30 yıl süreyle kullanımda olması esastır. Kullanımda olduğu süre, bu fıkrada belirtilen süreleri doldurmamış varlıklara ilişkin harcamalar, ön kabulden geçmiş yatırım harcaması hesaplamalarında dikkate alınmaz. Bu fıkrada belirtilen kullanım sürelerini doldurmayan, yenilenmesi veya deplase edilmesi gerekli olduğu değerlendirilen tesisler için;
Yaklaşık maliyeti, Kurul tarafından belirlenecek limitin üzerinde olan tesisler için, yenileme veya deplase işlemi tesis edilmeden önce Kurul onayı alınması zorunludur. Kurul tarafından belirlenen limitin üzerinde olan ve Kurul onayı alınmadan yenilenen veya deplase edilen tesisler için yapılan harcamalar, ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilmez. Yaklaşık maliyeti Kurul tarafından belirlenecek limitin altında olan ancak yenileme veya deplase işlemi sonrasında yapılan harcamaların, Kurul tarafından belirlenecek limitin üzerinde olması durumunda bu tesisler için yapılan harcamalar dağıtım şirketi tarafından sunulacak gerekçelerin Kurul tarafından uygun görülmesi halinde kabul edilen yatırım harcaması olarak değerlendirilir.
Yaklaşık maliyeti, Kurul tarafından belirlenecek limitin altında olan tesislerin yenilenmesi veya deplase işlemleri, Kanun ve ilgili mevzuat kapsamında dağıtım şirketi tarafından değerlendirilerek gerçekleştirilir. Bu kapsamda yapılan harcamalar, dağıtım şirketince sunulan gerekçelerin Kurul tarafından uygun görülmesi halinde kabul edilen yatırım harcamaları olarak değerlendirilir. Dağıtım şirketince sunulan gerekçelere ait ispatlayıcı bilgi ve belgeler ilgili yatırım projesinin dosyasında muhafaza edilir.
(4) Müstakil yatırım projesi hazırlanarak dağıtım sisteminde ekonomik ömrünü tamamlaması nedeni ile yenilenecek olan ölçü transformatörleri hariç trafolar, modüler hücreler ile harici veya dahili AG dağıtım panolarına ilişkin ekonomik ömür 30 yıl olarak kabul edilir. Aydınlatma armatürleri için ekonomik ömür 10 yıl olarak kabul edilir. Bu fıkra kapsamına girmeyen şebeke varlıklarına ait yenileme harcamaları ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilmez.
(5) Sayaçların en az 9 yıl süreyle kullanımda olması zorunludur. Tesis edilen sayaçların 9 yılı doldurmadan değiştirilmesi veya kalibrasyonu yapılarak tekrar dağıtım sisteminde kullanılması durumunda söz konusu sayaçlara ait bedeller ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak dikkate alınmaz. Bu fıkrada belirtilen süre, sözleşme gücünün veya bağlantı gücünün artması veya azalması nedeniyle tesis edilecek yeni sayaçlar ile reaktif enerji tarifesi kapsamında olan fakat reaktif ölçü sistemi bulunmayan kullanıcılar için tesis edilecek yeni sayaçlar için uygulanmaz.
(6) Dağıtım merkezi, trafo merkezi ve benzeri yerlerde faturalamaya esas ölçüm amacı dışında kontrol ve diğer amaçlarla tesis edilen sayaçlara ilişkin harcamalar, şebeke yatırımı kapsamında değerlendirilmez.
(7) Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin “Tadilat” başlıklı 26 ncı maddesi uyarınca dağıtım şirketi tarafından yapılması gereken harcamalar bu madde kapsamında raporlanır.
(8) Şebeke işletimi veya Ar-Ge projesi yaygınlaştırma yatırımları için yapılacak olan yatırımlar kapsamında, şebekede yapılacak olan modüler hücre dönüşümü, hücre ilavesi, beton köşk gibi dağıtım tesisine ait tesis işleri şebeke yatırımları olarak değerlendirilir.
(9) Modüler hücreli sisteme dönüşüm yapılan mevcut açık sistem binalardaki; trafo binası tadilatları, trafo binası çatı yenileme gibi inşaat işleri için yapılan harcamalar bu karakteristikte raporlanır.
(10) Yapımı zorunlu olan; beton kablo kanalı (galeri) yapımı ve kot farkından dolayı trafo binası temel yükseltme işleri ile yeni yapılacak trafo binalarının etrafına yapılan tel çit ve istinat duvarlarına ilişkin harcamalar bu madde kapsamında raporlanır. Bu fıkra kapsamındaki işlerin yapımının zorunlu olduğuna dair tevsik edici bilgi ve belgeler işin dosyasında muhafaza edilir. Yapımın zorunlu olduğuna dair tevsik edici bilgi ve belgesi bulunmayan işlere ait harcamalar, ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilmez.
Yasal zorunluluğu olan yatırımlar
MADDE 11 - (1) İlgili projelerin gerçekleştirildiği yıldan bağımsız olarak harcamanın yapıldığı yıla ait olan; kamulaştırma harcamaları, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığına veya bu Bakanlığın yetkilendirdiği kurum veya kuruluşlara ödenen; kabul ve proje onay bedelleri, ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına ödenen; yol geçiş bedeli, kontrollük hizmet bedelleri, birim bedel hesabına dahil olanlar hariç olmak üzere zemin tahrip bedeli yasal zorunluluğu olan yatırım harcaması olarak değerlendirilir.
(2) Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 21 inci maddesi, 37 nci maddesi ve Geçici 2 nci maddesi kapsamında yapılan devirlere ilişkin geri ödemeler yasal zorunluluğu olan yatırımlar kapsamında değerlendirilir.
(3) Dağıtım şebekesi yatırımlarına ilişkin olarak kamu kurum ve kuruluşları ile yaşanan uyuşmazlıklar sonucunda mahkeme kararı gereği ödenmesi gereken asıl alacak ile ona bağlı faiz alacağı ödemenin yapıldığı yılda yasal zorunluluğu olan yatırım harcaması olarak değerlendirilir.
(4) Kamulaştırma işlemlerine ilişkin davalar sonucunda mahkeme kararı gereği ödenmesi gereken asıl alacak ile ona bağlı faiz alacağı ödemenin yapıldığı yılda yasal zorunluluğu olan yatırım harcaması olarak değerlendirilir.
Şebeke işletim sistemi yatırımları
MADDE 12 - (1) Şebeke işletimi için ilgili mevzuat kapsamında yapılması gerekli olan haberleşme özelliğine sahip röleler dahil uzaktan izleme ve kontrol sistemleri, coğrafi bilgi sistemleri, OSOS, kullanıcı yönetim ve izleme sistemleri ve bu sistemlerin kullanımı için gerekli bilişim sistemi ve teknoloji yatırımlarına ilişkin harcamalar şebeke işletim sistemi yatırımları olarak değerlendirilir.
(2) İlk defa veya genişleme kapsamında alınan lisans, yazılım, sunucu ve donanımlara ilişkin harcamalar şebeke işletim sistemi yatırımları kapsamında değerlendirilir. Güncelleme, hata düzeltme ve benzeri ad altında yapılan harcamalar, ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilmez.
(3) Bilgisayar, tablet, endeksör cihazı, cep telefonu, monitör, yazıcı gibi demirbaş alımlarına ilişkin harcamalar şebeke işletim sistemi yatırımı olarak değerlendirilir.
(4) Siber güvenlik, bilgi güvenliği ve Kişisel Verilerin Korunması Kanunu kapsamında yapılan yazılım, lisans ve donanım gibi varlıklara esas harcamalar, şebeke işletim sistemi yatırımları kapsamında değerlendirilir.
(5) Şebeke işletim sistemi yatırımlarına konu varlıklardan bilgisayar, tablet, endeksör cihazı, cep telefonu ve yazıcı için ekonomik ömür 5 yıl, bu varlıklar haricindeki diğer varlıklara ilişkin ekonomik ömür ise 10 yıl olarak kabul edilir. Ekonomik ömrü dolmamış şebeke işletim sistemi yatırımlarına konu varlıklara ilişkin yapılan harcamalar ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak kabul edilmez.
(6) Şebeke işletimi için dağıtım şirketinin planlaması uyarınca dağıtım sisteminde tahakkuka esas olmayan ve uzaktan ölçme ve kontrolü sağlayan sayaç, analizör veya diğer koruma, kontrol, kumanda teçhizatlarına ilişkin yatırım harcamaları şebeke işletim sistemi yatırımları olarak değerlendirilir.
(7) Bu madde kapsamında uygulama dönemi boyunca yapılacak olan harcamaların ön kabulden geçmiş yatırım harcamaları hesaplamalarında dikkate alınan tutarı ilgili uygulama dönemine ilişkin ilk onaylanan yatırım planında yer alan şebeke yatırımları tutarının % 5’ini geçmeyecek şekilde onaylanır.
(8) Dağıtım şirketleri tarafından, Kuruldan izin alınmadan yedinci fıkra kapsamında hesaplanan tutarın %10 fazlasına kadar harcama yapılabilir. Bu fıkrada belirtilen oranın üzerinde yapılan harcamalar ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak kabul edilmez.
(9) Yedinci fıkrada belirtilen %5 sınırını aşan proje bazındaki şebeke işletim sistemi yatırımları ile ilgili yatırım planı revizyonu Kurulun yetkisindedir. %5 sınırının aşılmasının öngörülmesi halinde, elektrik dağıtım şirketleri bu karakteristikteki yatırımlar için proje bazında değişiklik taleplerini gerekçeleri ile birlikte Kuruma sunar. Kurul tarafından proje bazında uygun görülen bütçe başka bir proje için kullanılamaz.
Ar-Ge projesi yaygınlaştırma yatırımları
MADDE 13 - (1) Ar-Ge mevzuatı kapsamında Kuruma sunulan projelerden, pilot uygulama sonrasında başarılı ve faydalı olduğu değerlendirilen yatırım niteliğindeki projelerin yaygınlaştırılması amacıyla yapılan harcamalar bu karakteristikte raporlanır. Bu madde kapsamında raporlanan yatırım projeleri için, söz konusu projelerin Kuruma sunulan Ar-Ge projeleri kapsamında olduğuna ve pilot uygulama sonrasında başarılı ve faydalı bulunduğuna dair tevsik edici bilgi ve belgeler dosyasında muhafaza edilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında Ar-Ge projesi olarak yapılan kuşkonmaz, klemens, izolatör, izolasyon, iş güvenliği ve sağlığı gibi işletme gideri niteliğinde olan harcamalar ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilmez.
(3) Ar-Ge projesi yaygınlaştırma yatırımları karakteristiğindeki yatırım harcamaları, elektrik dağıtım şirketlerinin tamamının ilk onaylı yatırım planındaki şebeke yatırım tutarlarının ortalaması ile ilgili dağıtım şirketinin ilk onaylı şebeke yatırımı tutarının ortalamasının %0,2’sini aşmayacak şekilde onaylanır.
(4) Dağıtım şirketleri tarafından, Kuruldan izin alınmadan üçüncü fıkra kapsamında hesaplanan tutarın %10 fazlasına kadar harcama yapılabilir. Bu fıkrada belirtilen oranın üzerinde yapılan harcamalar ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak kabul edilmez.
Yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar
MADDE 14 - (1) Dağıtım varlıkları dışında dağıtım faaliyetinin yürütülmesi için gerekli olan faydalı ömrü bir sene üzerindeki arsa, demirbaş, bina, drone ve benzeri varlıklara ilişkin harcamalar yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar olarak değerlendirilir.
(2) Mobil dağıtım merkezi, mobil trafo, mobil kompanzasyon tesisi, kablo test aracı ve benzeri varlıklara ilişkin harcamalar yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar olarak değerlendirilir.
(3) Düzenlemeye esas işletme gideri hesaplamalarında dikkate alınan tamirat harcamaları hariç, hizmet binası tadilat işleri ile ambar ve depolama alanlarına ilişkin harcamalar bu karakteristikte raporlanır.
(4) Çevre ve Şehircilik Bakanlığı tarafından yayımlanan Atık Yönetmeliği kapsamında yapılacak işlere ait harcamalar ile enerji verimliliği eylem planı kapsamında hizmet binaları için yapılacak harcamalar bu karakteristikte raporlanır.
(5) Yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalara konu varlıklar için ekonomik ömür, en az 5 yıl olarak kabul edilir. Ekonomik ömrü 5 yılın üzerinde olan yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar kapsamındaki varlıklar için; 213 sayılı Vergi Usul Kanunu kapsamında belirlenen faydalı ömür süresi ekonomik ömür olarak kabul edilir. Ekonomik ömür süresi tamamlanmadan, yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar kapsamındaki varlıklar için yapılan harcamalar, ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak kabul edilmez.
(6) Bu madde kapsamında uygulama dönemi boyunca yapılacak olan harcamaların ön kabulden geçmiş yatırım harcamaları hesaplamalarında dikkate alınan tutarı ilgili tarife uygulama dönemine ilişkin ilk onaylanan yatırım planında yer alan şebeke yatırımları tutarının % 1’ini geçmeyecek şekilde onaylanır.
(7) Dağıtım şirketleri tarafından, Kuruldan izin alınmadan altıncı fıkra kapsamında hesaplanan tutarın %10 fazlasına kadar harcama yapılabilir. Bu fıkrada belirtilen oranın üzerinde yapılan harcamalar ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak kabul edilmez.
(8) Altıncı fıkrada belirtilen %1 sınırını aşan proje bazındaki yatırım harcaması niteliğindeki diğer harcamalar yatırımları ile ilgili yatırım planı revizyonu Kurulun yetkisindedir. %1 sınırının aşılmasının öngörülmesi halinde, elektrik dağıtım şirketleri bu karakteristikteki yatırımlar için proje bazında değişiklik taleplerini gerekçeleri ile birlikte Kuruma sunar. Kurul tarafından proje bazında uygun görülen bütçe başka bir proje için kullanılamaz.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Yatırım Harcamalarının Planlanması, İzlenmesi ve Raporlanması
Yatırım harcamalarının planlanması, izlenmesi ve raporlanması
MADDE 15 - (1) Dağıtım şirketi tarafından Kurulca onaylanmış yatırım planı çerçevesinde ilgili mevzuata uygun olarak yapılacak yatırımların izlenmesi ve denetlenmesi amacıyla, yatırım tahmin bildirimleri yatırım projesi bazında olmak üzere Bildirim Talimatına uygun olarak yapılır. Bir takvim yılı içinde tamamlanamayan projeler yıllara sari proje olarak değerlendirilir. Yıllara sari projeler tamamlandığı yıla ait Dağıtım Sistemi Yatırım Tahmin Bildiriminde de yer alır.
(2) Dağıtım şirketi tarafından Kurulca onaylanmış yatırım planı çerçevesinde bir sonraki yılın projelerine ait öngörülen harcama tutarı yatırım karakteristiği bazında Bildirim Talimatına uygun olarak Kuruma bildirilir.
(3) Yatırım planı çerçevesinde Kuruma bildirilen yatırım projelerine ilişkin yapılan değişiklikler Bildirim Talimatına uygun olarak Kuruma bildirilir.
(4) Yıl içerisinde kullanıma hazır hale getirilerek kabulünün yapılması ve kullanılmaya başlanması planlanmış olan veya devam eden yatırımlar, yıllık bazdaki yatırım gerçekleşme tablolarından izlenmesi ve denetlenmesi amacıyla Bildirim Talimatına uygun olarak Kuruma bildirilir. Dağıtım Sistemi Yatırım Tahmin Bildiriminin son revizesinde yer almayan, ancak Dağıtım Sistemi Yatırım Gerçekleşme Bildiriminde raporlanan yatırım projeleri için yapılan harcamalar, söz konusu projenin yer aldığı Dağıtım Sistemi Yatırım Tahmin Bildiriminin raporlandığı yılda ön kabulden geçmiş yatırım harcaması olarak değerlendirilir.
(5) Yıl içerisinde kullanıma hazır hale getirilerek kabulü yapılmış, kullanılmaya başlanmış ve kesin hesabı yapılmış olan yatırımlara ait harcamaların ve fiziki gerçekleşmelerin; muhasebe kayıtlarına ve bu kayıtlara esas ispatlayıcı belgelerle uyumluluğu yeminli mali müşavirce, saha ve geçici kabul tutanaklarındaki bilgilerle uyumluluğu dağıtım şirketlerince onaylanarak, Bildirim Talimatına uygun olarak Kuruma sunulur.
(6) Kurul tarafından onaylanmış yatırım planı çerçevesinde dağıtım şirketi tarafından bir önceki yılın projelerine ait gerçekleşen harcama tutarı yatırım karakteristiği bazında Bildirim Talimatına uygun olarak Kuruma bildirilir.
(7) Yıllar itibariyle kullanıma hazır hale gelen yatırımlara ilişkin varlıkların asgari düzeyde; konum bilgisi, kullanılmaya başlanma tarihi, geçici kabul tarihi, cinsi ve miktarı, yatırım projesinin adı, Kuruma raporlandığı yılı, kodunu içeren bilgiler, Coğrafi Bilgi Sisteminde izleyen yılın Mart ayı sonuna kadar Kurumun erişimine sunulacak şekilde güncellenir. Coğrafi Bilgi Sisteminde dağıtım tesisinde yapılan değişiklikler izlenebilir olmalıdır.
(8) Yatırım harcamaları, Yapılmakta Olan Yatırımlar hesabında her bir yatırım projesi için, en az yatırım proje kodu ve ismi yer alacak şekilde takip edilir. Birden fazla yatırım projesinin tek bir grup olarak ihale edilmesi durumunda, gruptaki her bir yatırım projesi ile ilgili harcamalar, Yapılmakta Olan Yatırımlar hesabında ayrı olarak takip edilir. Geçici kabulü yapılan projelere ilişkin harcamalar, Yapılmakta Olan Yatırımlar hesabındaki kırılım ile aynı olacak şekilde Özel Maliyetler hesabına aktarılır.
(9) Dağıtım şirketleri, tarife uygulama döneminin her bir yılında lisans bölgesinde yer alan il ve ilçeler ile beldelerde yapmayı planladığı yatırım projelerini şirket internet sitesinin ana sayfasında yılbaşında ilan eder.
ALTINCI BÖLÜM
Varlık Satış ve Bağlantı Gelirleri
Varlık satış gelirleri
MADDE 16 - (1) Kabul edilen net yatırım harcaması hesaplamasında dikkate alınacak varlık satış gelirleri Tebliğ uyarınca dikkate alınır.
Bağlantı gelirleri
MADDE 17 - (1) Elektrik Piyasasında Bağlantı Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında hesaplanan bağlantı gelirleri, kabul edilen net yatırım harcaması hesaplamasında dikkate alınır.
YEDİNCİ BÖLÜM
Son Hükümler
Yatırımlara ilişkin Kuruma yapılacak bildirimler
MADDE 18 – (1) Bu Usul ve Esaslar uyarınca yapılacak olan tüm bildirimler Bildirim Talimatına uygun olarak yapılır.
Yürürlükten kaldırılan düzenlemeler
MADDE 19 - (1) 28 Kasım 2015 tarihli ve 29546 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Dağıtım Sistemi Yatırımlarına İlişkin Usul Ve Esaslar yürürlükten kaldırılmıştır.
2016-2020 tarife uygulama dönemine ilişkin uygulamalar
GEÇİCİ MADDE 1 - (1) 2016-2020 tarife uygulama dönemi onaylı yatırım planı kapsamında olan ve 31/12/2020 tarihine kadar tamamlanamayan yatırım projeleri için 28 Kasım 2015 tarihli ve 29546 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Dağıtım Sistemi Yatırımlarına İlişkin Usul Ve Esaslar’ın hükümleri uygulanır. Ancak, Dağıtım Sistemi Yatırım Uygulama Dönemi İçerisinde Bitirilemeyen Projeler Bildiriminde yer alan yatırım projeleri için, bu maddede belirtilen Usul ve Esaslar’ın kesin hesap farkına ilişkin hükümleri uygulanmaz.
(2) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi, Dağıtım Sistemi Yatırım Uygulama Dönemi İçerisinde Bitirilemeyen Projeler Bildiriminde yer alan yatırım projeleri için de uygulanır.
Yürürlük
MADDE 20 - (1) Bu Usul ve Esaslar 1/1/2021 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 21 - (1) Bu Usul ve Esaslarda yer alan hükümleri Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_100f7d6c56043.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10252-2 Karar Tarihi : 10.06.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 10.06.2021 tarihli toplantısında; 27/06/2019 tarihli ve 8674 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”ın eklerinden; “Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi (EK-3)”nin yürürlükten kaldırılmasına ve ekli “Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-3)” kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK- Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi (EK-3). |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1011943a61042.docx | ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ KISIM
Genel Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve uzlaştırmanın gerçekleştirilmesine ilişkin usul ve esaslarını belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; dengeleme mekanizmasının ve uzlaştırmanın taraflarının görev, yetki ve sorumlulukları ile aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve lisans sahibi tüzel kişilerin dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya katılımları sonucu oluşan alacak ve borçlarının mali açıdan uzlaştırılmasına ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Acil durum: 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,
b) Acil durum talimatı: Acil durumların giderilmesine yönelik sistem işletmecisi tarafından verilen yük alma ve yük atma talimatlarını,
c) Aracı banka: Avans ve fatura ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla piyasa katılımcıları tarafından kullanılan bankayı,
ç) Avans dönemi: Bir fatura dönemi içerisindeki bir takvim gününde saat 00:00’dan başlayıp, aynı gün saat 24:00’de biten süreyi,
d) Avans ödeme: Gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası kapsamında bir gün öncesinde ticareti yapılan elektrik enerjisine ilişkin fatura kesilmeksizin yayınlanan avans ödeme bildirimine istinaden gerçekleştirilen ödemeyi,
e) Bağlantı noktası: Piyasa katılımcılarının ve/veya serbest tüketicilerin bağlantı anlaşmaları uyarınca iletim ya da dağıtım sistemine bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
f) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
g) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
ğ) Blok alış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün birden fazla ardışık saati için geçerli, kapsadığı zaman dilimi için ortalama fiyat ve miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi alış tekliflerini,
h) Blok satış teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün birden fazla ardışık saati için geçerli, kapsadığı zaman dilimi için ortalama fiyat ve miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi satış tekliflerini,
ı) Blok teklif: Blok alış-satış tekliflerini,
i) BYTM: Bölgesel Yük Tevzi Merkezini,
j) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
k) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,
l) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi: 29/6/1956 tarihli ve 6762 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümlerine göre kurulan dağıtım lisansı sahibi şirketler ile dağıtım lisansı sahibi Organize Sanayi Bölgesi tüzel kişiliklerini,
m) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
n) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
o) Değerleme katsayısı: Piyasa katılımcılarından talep edilen nakit dışı teminatların TL karşılığının belirlenmesinde kullanılacak katsayıyı,
ö) Dengeden sorumlu grup: Piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine bildirmek suretiyle oluşturdukları ve grup içinden bir piyasa katılımcısının grup adına denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülükleri üstlendiği grubu,
p) Dengeden sorumlu taraf: Dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğu, dengeden sorumlu grup adına üstlenen ya da herhangi bir dengeden sorumlu gruba dahil olmayan piyasa katılımcısını,
r) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,
s) Dengeleme birimi: Dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
ş) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, onbeş dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
t) Dengeleme mekanizması: İkili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikte ve gün öncesi dengeleme ile gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,
u) EIC: Oluşturulmasına ilişkin usul ve esasları ENTSO-E tarafından belirlenip kuruluşun resmi internet sitesinde duyurulan ve ENTSO-E’ya bağlı tüm ülkelerde kullanılan, enerji tanımlama kodlama sistemini,
ü) Esnek satış teklifi: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki gün için, belirli bir saat ile ilişkili olmayan, saatlik aktif elektrik enerjisi satışına ilişkin sunmuş oldukları tekliflerini,
v) Eşleştirme: Bir teklif bölgesi ya da belirli teklif bölgelerinden oluşan bir bölgede, ilgili bölgede yer alan teklif bölgeleri için gün öncesi piyasasına sunulmuş olan bütün tekliflerin değerlendirilmesi işlemini,
y) ENTSO-E: Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Ağını,
z) Fatura dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’de biten süreyi,
aa) Fiyat bölgesi: Dengeleme güç piyasası kapsamında bir uzlaştırma dönemi için aynı saatlik marjinal fiyata sahip teklif bölgelerinin tamamını,
bb) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,
cc) Gün öncesi dengeleme: Sistemdeki arz ve talebin ve/veya piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarının gün öncesinden dengelemesi amacıyla gerçekleştirilen gün öncesi planlama ya da gün öncesi piyasasına ilişkin faaliyetleri,
çç) Gün öncesi fiyatı: Gün öncesi planlama kapsamında belirlenen sistem marjinal fiyatlarını ya da gün öncesi piyasasında belirlenen nihai piyasa takas fiyatlarını,
dd) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
ee) Gün öncesi piyasası fiyatı: Nihai piyasa takas fiyatını,
ff) Gün öncesi piyasası katılım anlaşması: Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımı ile Piyasa İşletmecisinin gün öncesi piyasasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
gg) Gün öncesi piyasası teklifleri: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının sundukları saatlik alış-satış teklifleri, blok alış-satış teklifleri ve esnek satış tekliflerini,
ğğ) Gün öncesi planlama: Gün öncesi piyasasının devreye gireceği zamana kadar, bir gün sonrasına yönelik olarak öngörülen saatlik talebin gün öncesinden dengelemesi amacıyla Piyasa İşletmecisi koordinasyonunda yürütülen faaliyetleri,
hh) Gün öncesi planlama modülü: Gün öncesi planlama kapsamında, sistem marjinal fiyatlarının belirlenmesi ve gün öncesi programının oluşturulması fonksiyonlarını dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde gerçekleştirme amacıyla Piyasa İşletmecisi ve sistem işletmecisi tarafından kullanılan, PYS kapsamında yer alan yazılım modülünü,
ıı) Gün öncesi programı: Gün öncesi dengeleme faaliyetleri sonucunda, bir gün sonrası için oluşturulan ulusal ölçekli üretim/tüketim programını,
ii) Gün öncesi üretim/tüketim programı (GÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve Piyasa İşletmecisine gün öncesi dengeleme aşamasının başlangıcında bildirdiği, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındaki üretim ya da tüketim değerlerini,
jj) Gün öncesi sistem satış teklifleri: Gün öncesi dengeleme faaliyetleri kapsamında sunulan saatlik, blok ve esnek satış tekliflerini,
kk) Gün öncesi sistem alış teklifleri: Gün öncesi dengeleme faaliyetleri kapsamında sunulan saatlik ve blok alış tekliflerini,
ll) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
mm) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
nn) İletim kapasitesi: İletim sisteminin herhangi bir noktasından gönderilebilen/alınabilen megavat cinsinden (MW) elektrik enerjisi güç miktarını,
oo) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
öö) İletim sistemi konfigürasyonu: İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisinin hesaplanması için dikkate alınacak sayaçlar, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve sayaçlara uygulanacak kayıp katsayıları gibi bilgileri içeren hesaplama kurallarını,
pp) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,
rr) İtibari bağlantı noktası: Kurum tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Kayıp Katsayıları Hesaplama Metodolojisine İlişkin Usul ve Esaslarda kayıpların hesaplanmasında kullanılan itibari noktayı,
ss) Kanun: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
şş) Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi dengeleme sonucuna bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve sistem işletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği üretim ya da tüketim değerlerini,
tt) Kısıt yönetimi: İletim sisteminde oluşan veya oluşması öngörülen kısıtların giderilmesine ilişkin yöntemleri,
uu) Kısıtsız piyasa takas fiyatı (KPTF): Belli bir saat için, gün öncesi piyasasında tüm teklif bölgeleri için sunulan alış-satış tekliflerinin eşleştirilmesi sonucunda belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
üü) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
vv) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
yy) Merkezi uzlaştırma bankası: Piyasa katılımcıları arasındaki bu Yönetmelikle belirlenecek olan mali işlemleri yürütmek üzere kullanılan, 6/12/2012 tarihli ve 6362 sayılı Sermaye Piyasası Kanununa göre merkezi takas kuruluşu olarak kurulan Merkezi uzlaştırma kuruluşu,
zz) Merkezi uzlaştırma bankası anlaşması: Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma bankası arasında imzalanacak ve tarafların teminat yönetimi ve ödemelere ilişkin görev ve sorumluluklarını içeren anlaşmayı,
aaa) Merkezi uzlaştırma bankası-katılımcı anlaşması: Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak, piyasa katılımcıları ile merkezi uzlaştırma bankası arasında teminat yönetimi ve nakit takas hizmetlerine ilişkin olarak imzalanacak olan anlaşmayı,
bbb) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesinden ve sistem işletiminden sorumlu merkezi birimini,
ccc),
ççç) Nihai piyasa takas fiyatı (NPTF): Belli bir saat ve belli bir teklif bölgesi için, teklif bölgeleri arasındaki iletim kısıtları dikkate alınarak belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
ddd) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
eee) Otomatik sayaç okuma sistemi (OSOS): Sayaç verilerinin otomatik olarak uzaktan okunabilmesi, verilerin merkezi bir sisteme aktarılması, doğrulanması, eksik verilerin doldurulması, verilerin saklanması ve ilgili taraflara istenilen formatta sunulması amacıyla, TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından kurulacak olan ve gerekli yazılım, donanım ve iletişim altyapısını kapsayan sistemi,
fff)
ggg)
ğğğ) Ölçüm sistemi: Sayaçlar, ölçü trafoları (gerilim ve akım trafoları), ilgili iletişim teçhizatı ve kablajı da içeren ölçüm teçhizatının tümünü,
hhh) Piyasa İşletmecisi: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
ııı) Piyasa katılım anlaşması: Gün öncesi ve gün içi piyasaları hariç olmak üzere, piyasa katılımcısının dengeleme mekanizmasına katılımı ile Piyasa İşletmecisi ve sistem işletmecisinin dengeleme mekanizmasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
iii), Piyasa katılımcısı: Bu Yönetmelikte tanımlanan lisans sahibi tüzel kişiler için oluşturulan farklı kategorileri,
jjj)
kkk) Piyasa yönetim sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, Piyasa İşletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
lll) Primer frekans kontrol kapasitesi: İşletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını normal regülasyon aralığında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
mmm) Saatlik alış teklifleri: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi alışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarları,
nnn) Saatlik satış teklifleri: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi satışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarları,
ooo) Sekonder frekans kontrol kapasitesi: İşletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, sekonder kontrol sistemi vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
ööö) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
ppp) Sistem alış talimatı: Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarının sistem alışları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi ya da Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
rrr) Sistem alış teklif fiyatı: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının sistemden alış için talep ettikleri birim fiyatları,
sss) Sistem alış teklif miktarı: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,
şşş) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,
ttt) Sistem dengesizlik fiyatı: Uzlaştırma dönemi bazında belirlenen piyasa katılımcılarının denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizliklerine uygulanan fiyatı,
uuu) Sistem işletmecisi: TEİAŞ’ı,
üüü) Sistem marjinal fiyatı: Sistem yönünün enerji açığını göstermesi halinde yük alma teklif fiyatlarının en düşüğünden, sistem yönünün enerji fazlasını göstermesi halinde yük atma teklif fiyatlarının en yükseğinden başlanılmak üzere, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen net talimat hacmine tekabül eden teklif fiyatını,
vvv) Sistem satış talimatı: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının sistem satışları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi ya da Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
yyy) Sistem satış teklif fiyatı: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının sisteme satış için talep ettikleri birim fiyatları,
zzz) Sistem satış teklif miktarı: Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artışı ya da tüketim azalma miktarları,
aaaa) Talep kontrolü: Üretim kapasitesinin yetersiz olması durumunda talebi düşürmek için, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen esaslar çerçevesinde TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından uygulanan hizmetleri,
bbbb) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,
cccc) Talimat: Yük alma veya yük atma talimatlarını,
çççç) Talimat etiket değeri: Talimat etiketinin dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak belirlenen değerini,
dddd) Talimat etiketi: Sistem işletmecisi tarafından gün öncesi planlama ve/veya dengeleme güç piyasasında piyasa katılımcılarına yük alma ya da yük atma talimatlarının hangi amaçla verildiğinin belirlenmesi için kullanılan değişkeni,
eeee) TCMB: Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankasını,
ffff) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ve tedarik lisansına sahip şirketleri,
gggg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ğğğğ) Teklif bölgesi: Sınırlarını oluşturan iletim sistemi bağlantı noktalarında büyük çaplı iletim kısıtlarının beklendiği en küçük topolojik iletim sistemi bölgesini,
hhhh) Teknik parametreler: Bir dengeleme biriminin devreye girme, devreden çıkma, yüklenme, yük düşme ve verilen talimatları yerine getirme ile ilgili performans özelliklerini içeren ve dengeleme birimi sahibi piyasa katılımcıları tarafından sistem işletmecisine bildirilen değerleri,
ıııı) Teminat seviyesi: Bir piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine sunmuş olduğu teminat olarak kabul edilebilecek değerlerin toplam tutarını,
iiii) Tersiyer kontrol yedek kapasitesi: İşletme yedeğinin, sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, dengeleme birimlerinin onbeş dakika içerisinde gerçekleştirilebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanan, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması tehlikesine karşı sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
jjjj) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı faaliyeti yürütülen veya yürütülmeye hazır tesis, şebeke veya teçhizatı,
kkkk) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
llll) Ticaret sınırları: Teklif bölgeleri arasındaki teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için saatlik olarak izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi limitlerini,
mmmm) Ticari işlem onayı: Piyasa İşletmecisinin, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, her bir piyasa katılımcısına yapmış olduğu ve ilgili piyasa katılımcısı için belirlenmiş olan alış-satış miktarlarını içerir bildirimleri,
nnnn) Toptan elektrik piyasası: Elektrik enerjisi, kapasitesi ya da bunların türev ürünlerinin toptan alış-satışının gerçekleştirildiği; ikili anlaşmalar piyasası ya da piyasa ve/veya sistem işletmecisi tarafından organize edilen gün öncesi piyasası, dengeleme güç piyasası, yan hizmetler gibi elektrik piyasalarını,
oooo) Tüketim: Elektrik enerjisi tüketimini,
öööö) Tüketim birimi: Elektrik enerjisinin tüketildiği tesisleri,
pppp) Uzlaştırma: Dengeleme mekanizmasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,
rrrr) Uzlaştırma dönemi: Uzlaştırma işlemleri için esas alınan zaman dilimlerini,
ssss) Uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası: Çekiş ya da ihracat yapılan ve iletim sistemi kaybına maruz bir iletim sistemi bağlantı noktasını,
şşşş) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi: Piyasa katılımcılarının lisansları gereği gerçekleştirdikleri faaliyetler kapsamında tesis ettikleri düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar ile belli bir uzlaştırma dönemi için almayı ya da satmayı bildirdikleri aktif elektrik enerjisi miktarlarını içeren ve uzlaştırmaya esas teşkil etmesi amacıyla Piyasa İşletmecisine yapılan bildirimleri,
tttt) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi: Her bir piyasa katılımcısına ilişkin uzlaştırma hesaplamalarının yapılabilmesi amacıyla, PYS aracılığıyla kaydı yapılan aktif elektrik enerjisi üreten ya da tüketen birimleri,
uuuu) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu: Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının hesaplanmasında dikkate alınacak sayaç verileri, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve hangi piyasa katılımcısı adına kayıtlı olduğu bilgilerini içeren hesaplama kurallarını,
üüüü) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarı: Uzlaştırma hesaplamalarında esas alınmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaçlardan elde edilen ölçümlerin, uzlaştırmaya esas aktif elektrik enerjisi teslim noktası bazındaki değerlerini,
vvvv) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralleri için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
yyyy)Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
zzzz) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi: Üretim ve/veya OSB üretim lisansı sahibi tüzel kişileri,
aaaaa) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
bbbbb) Yan hizmetler: Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan hizmetleri,
ccccc) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,
ççççç) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi ya da Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
ddddd) Yük alma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının Yük Alma için talep ettikleri birim fiyatları,
eeeee) Yük alma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artış ya da tüketim azaltma miktarlarını,
fffff) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
ggggg) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,
ğğğğğ) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi ya da Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
hhhhh) Yük atma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atma için talep ettikleri birim fiyatları,
ııııı) Yük atma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,
iiiii) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
jjjjj) Lot: Uzlaştırmaya esas ikili anlaşmalar ile gün öncesi piyasası kapsamında tekliflerin bildirilmesi amacıyla kullanılan ve 0,1 MWh’e eşdeğer enerji miktarını,
kkkkk) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
lllll) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariki yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
mmmmm) Gün içi piyasası katılım anlaşması: Piyasa katılımcısının gün içi piyasasına katılmak için imzaladığı standart anlaşmayı,
nnnnn) Gün içi piyasası: Gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar elektrik enerjisi ticaretinin yapıldığı organize toptan elektrik piyasasını,
ooooo) Gün içi piyasasında eşleşme: Gün içi piyasasına sunulan bir alış teklifinin eşit veya daha iyi fiyatlı bir satış teklifiyle veya bir satış teklifinin eşit veya daha iyi fiyatlı bir alış teklifiyle tamamen veya kısmen eşleşerek ticari işlemin gerçekleşmesini,
ööööö) Teklif defteri: Gün içi piyasası katılımcılarının kontratlara sundukları en iyi tekliflerin listelendiği PYS ekranını,
ifade eder.
İKİNCİ KISIM
Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırma
BİRİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırmaya İlişkin Genel Esaslar
Dengeleme mekanizmasına ilişkin genel esaslar
MADDE 5 – (1) Dengeleme mekanizması, ikili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikte olup, gün öncesi dengeleme, gün içi dengeleme ile gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri kapsar.
(2) Gün öncesi dengeleme; sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen faaliyetlerden oluşur ve gün öncesi planlama ya da gün öncesi piyasası aracılığıyla sağlanır.
(3) Gün içi dengeleme, piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün içinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen faaliyetlerden oluşur ve gün içi piyasası aracılığıyla sağlanır.
(4) Gerçek zamanlı dengeleme; yan hizmetler ve dengeleme güç piyasasından oluşur. Dengeleme güç piyasası, Sistem İşletmecisine gerçek zamanlı dengeleme için en fazla 15 dakika içinde devreye girebilecek yedek kapasiteyi sağlar. Frekans kontrolü ve talep kontrolü hizmetleri, yan hizmetler aracılığıyla sağlanır.
(5) Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisi gerekli her türlü koordinasyon ve haberleşmeyi sağlayarak, elektrik enerjisi arz ve talebini dengelemek amacıyla dengeleme mekanizması faaliyetlerini ve bu faaliyetler için gereken ilgili usul ve esasları yürütür.
Denge sorumluluğunun genel esasları
MADDE 6 – (1) Piyasa katılımcıları, her bir uzlaştırma dönemi ve her bir teklif bölgesi için, bir tarafta sisteme verişleri, elektrik enerjisi alımları ve ithalatları ile diğer tarafta, sistemden çekişleri, elektrik enerjisi satışları ve ihracatları arasında denge sağlamakla yükümlüdür.
(2) Piyasa katılımcıları, uzlaştırma dönemi bazında enerji dengesizlikleri ve dengesizliklerinin uzlaştırılması için Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluk üstlenir. Bu mali sorumluluğu üstlenen piyasa katılımcısı dengeden sorumlu taraf olarak adlandırılır.
(3) Dengeden sorumlu taraflar bir araya gelmek suretiyle dengeden sorumlu grup oluşturabilirler. Dengeden sorumlu grup adına grup içinden bir dengeden sorumlu taraf, dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğunu üstlenir.
(4) Dengeden sorumlu tarafların gün öncesi dengelemenin tamamlanması aşamasına kadar, mevcut olan tüm imkânları kullanarak denge sağlamaları esastır. Gerçek zamanda sistemin dengelenmesi Sistem İşletmecisinin sorumluluğundadır.
(5) Piyasa İşletmecisi denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerin sistematik ihlallerini belirleyebilmek ve bu sapmaları Kuruma raporlayabilmek için, tüm dengeden sorumlu taraflardan ihtiyaç duyduğu bilgileri alır.
Gün öncesi dengelemeye ilişkin genel esaslar
MADDE 7 – (1) Gün öncesi dengeleme, gerçek zamandan bir gün öncesinden öngörülen uzlaştırma dönemi bazında üretim ve tüketim dengesini sağlamak üzere aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gün öncesi dengeleme kapsamında sunulan teklifler gün öncesi dengelemeye katılan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Gün öncesi dengelemenin uzlaştırmasında uygulanan fiyatlar, gün öncesi dengeleme kapsamında sunulan teklifler dikkate alınarak, uzlaştırma dönemi bazında, marjinal fiyatlandırma ya da nihai piyasa takas fiyatı belirleme prensibine dayalı olarak belirlenir.
c) Gün öncesi dengelemeye ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2) Gün öncesi dengeleme, gün öncesi planlama ya da gün öncesi piyasası aracılığıyla yürütülür.
(3) Gün öncesi piyasası:
a) Piyasa katılımcılarına üretim ve/veya tüketim ihtiyaçları ile sözleşmeye bağlanmış yükümlülüklerini gün öncesinde dengeleme olanağını sağlama,
b) Elektrik enerjisi referans fiyatını belirleme,
c) Sistem İşletmecisine gün öncesinden dengelenmiş bir sistem sağlama,
ç) Sistem İşletmecisine gün öncesinden kısıt yönetimi yapabilme imkanı sağlama,
d) Piyasa katılımcılarına, ikili anlaşmalarına ek olarak bir sonraki gün için enerji alış-satışı yapma fırsatı yaratma
amaçlarına uygun olarak düzenlenir. Gün öncesi piyasası Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir.
(4) Gün öncesi planlama bu Yönetmelikte belirtilen gün öncesi planlamaya ilişkin hükümler doğrultusunda Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir.
Gün içi piyasasına ilişkin genel esaslar
MADDE 7/A – (1) Gün içi piyasası, gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar, uzlaştırma dönemi bazında üretim ve tüketim dengesini sağlamak ve/veya elektrik ticareti yapabilmek için aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından yürütülür:
a) Gün içi piyasasına sunulan teklifler gün içi piyasası katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
b) Gün içi piyasasına ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
(2) Gün içi piyasası:
a) Piyasa katılımcılarına sözleşme taahhütlerini ve üretim ve/veya tüketim planlarını dengeleme olanağı sağlama,
b) Enerji dengesizlik miktarlarının azalmasını sağlama,
c) Sistem İşletmecisine gerçek zamanlı dengeleme öncesinde dengelenmiş bir sistem sağlama,
ç) Piyasa katılımcılarına, ikili anlaşmalarına ve gün öncesi piyasasında yaptıkları ticarete ek olarak enerji alım satım fırsatı yaratma
amaçlarına uygun olarak işletilir.
Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin genel esaslar
MADDE 8 – (1) Gerçek zamanlı dengeleme, aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, Sistem İşletmecisi tarafından yürütülen ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan faaliyetlerden meydana gelir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme aracı olarak primer frekans kontrol yedek kapasitesi, sekonder frekans kontrol yedek kapasitesi, tersiyer kontrol yedek kapasitesi ve talep kontrolü kullanılır. Primer ve sekonder kontrol rezerv kapasitelerinin ve talep kontrolünün kullanım usul ve esasları Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanmıştır.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında kullanılan tersiyer kontrol yedek kapasitesi dengeleme güç piyasası vasıtasıyla temin edilir. Dengeleme güç piyasası Sistem İşletmecisi tarafından işletilir.
(4) Gerçek zamanlı dengeleme, elektrik enerjisinin tüketicilere yeterli, kaliteli, sürekli ve düşük maliyetli olarak sunulmasını sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gerçek zamanlı dengeleme, arz ve talebin gerçek zamanlı olarak işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde; Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan arz kalitesi ve işletme koşulları kriterleri doğrultusunda dengelenmesi esasına dayalı olarak yürütülür.
b) Gerçek zamanlı dengeleme için, dengeleme güç piyasasına sunulan teklifler, teklife ilişkin bilgiler ve tekliflerin dengeleme için uygunluğu dikkate alınarak dengeleme güç piyasasında yer alan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.
c) Gerçek zamanlı dengeleme faaliyetleri, sistem güvenliğini dikkate alarak, Sistem İşletmecisi için dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde gerçekleştirilir.
ç) Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.
Uzlaştırmaya ilişkin genel esaslar
MADDE 9 – (1) Uzlaştırma, gün öncesi planlama, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve dengeleme güç piyasasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerinin hızlı, güvenilir ve şeffaf bir şekilde gerçekleşmesini sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından yürütülür:
a) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarının dengeleme mekanizmasına katılımlarına ve dengeden sorumlu tarafların enerji dengesizliklerine bağlı olarak sattıkları ve satın aldıkları elektrik enerjisinin toptan elektrik piyasası adına uzlaştırma işlemlerini yürütür.
b) Gün öncesi dengeleme ve dengeleme güç piyasası kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarının uzlaştırılmasında uzlaştırma dönemi bazındaki fiyatlar esas alınır. Bu fiyatlar dengeleme mekanizması kapsamında dengeleme amaçlı gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarına ilişkin teklif fiyatları ve marjinal fiyatlandırma prensibi dikkate alınarak belirlenir. Gün içi piyasasında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış satışlarının uzlaştırılmasında ise eşleşme bazındaki fiyatlar esas alınır. Dengeleme mekanizması kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışları taraflar arasında bağlayıcı nitelik taşır.
c) Dengeden sorumlu tarafların denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizlikleri, uzlaştırma dönemi bazında belirlenecek sistem dengesizlik fiyatı üzerinden uzlaştırılır. Bir uzlaştırma dönemi için geçerli sistem dengesizlik fiyatı, söz konusu uzlaştırma dönemi için gün öncesi piyasasında belirlenmiş olan nihai piyasa takas fiyatı veya dengeleme güç piyasasında belirlenmiş olan saatlik sistem marjinal fiyatı kullanılarak belirlenen fiyattır. ç) Bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında sadece söz konusu uzlaştırma dönemine ait değerler dikkate alınır ve bir uzlaştırma dönemine ait değerler, başka bir uzlaştırma dönemine aktarılamaz.
d) Uzlaştırma hesaplamalarının dengeleme mekanizmasında yer alan her bir faaliyet ve enerji dengesizliği için ayrı ayrı gerçekleştirilmesi esastır.
İKİNCİ BÖLÜM
Taraflar, Tarafların Görevleri, Yetkileri ve Sorumlulukları
Piyasa katılımcıları
MADDE 10 – (1), Piyasa katılımcıları;
a) Üretim lisansı sahibi,
b) Tedarik lisansı sahibi,
c) OSB üretim lisansı sahibi,
ç) Dağıtım lisansı sahibi,
d) İletim lisansı sahibi
tüzel kişilerinden oluşur. Piyasa katılımcılarından elektrik enerjisi alan serbest tüketicilerin çekiş birimlerinin kayıtları piyasa katılımcıları adına yapılır.
(2) Piyasa katılımcılarının bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde gerçekleştirdikleri faaliyetlerini piyasa ve/veya sistem işletimine zarar vermeyecek şekilde gerçekleştirmeleri esastır.
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 11 – (1) Piyasa İşletmecisi EPİAŞ’tır. Piyasa İşletmecisi; gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerini eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür.
(2) Piyasa İşletmecisi, gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimine ilişkin aşağıdaki faaliyetleri yürütür:
a) Söz konusu piyasaların bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak işletilmesi,
b) Kendi faaliyetleri kapsamındaki organize toptan elektrik piyasalarının kurulması ve işletimine ilişkin her türlü mevzuatın hazırlanması ve Kurula sunulması,
c) Söz konusu piyasaların işletimine ilişkin her türlü iç mevzuatın hazırlanması ve yayımlanması,
ç) Söz konusu piyasaların işletimine ilişkin hususlarda uygulamaya yönelik kararların alınması, yetkili mercilere öneri ve/veya tekliflerde bulunulması, mevzuatla kendisine bırakılmış diğer görevlerin yerine getirilmesi,
d) Söz konusu piyasaların işlemlerinde çıkabilecek uyuşmazlıkların incelenerek sonuçlandırılması,
e) Organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,
f) İlgili mevzuatın, organize toptan elektrik piyasalarının etkin işleyişinin sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi.
(3) Piyasa İşletmecisi uzlaştırma yönetimine ilişkin olarak uzlaştırma işlemlerinin gerçekleştirilerek dengeleme mekanizması ve enerji dengesizlikleri için tahakkuk ettirilecek alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması faaliyetlerini yürütür.
(4) Piyasa İşletmecisi veri yayımlama ve raporlamaya ilişkin olarak aşağıdaki faaliyetleri yürütür:
a) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,
b) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak gereken bilgilerin Sistem İşletmecisine iletilmesi,
c) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin bilgilerin ve piyasa fiyatlarının düzenli olarak duyurulması,
ç) İşlettiği veya mali uzlaştırma ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasalarında gerçekleşen işlemlere ilişkin olarak istatistikler düzenlenerek yayımlanması,
d) İşlettiği veya mali uzlaştırma işlemleri ile diğer mali işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektrik piyasası katılımcılarının risklerinin yönetilmesini teminen Teminat Hesaplama Prosedürünün hazırlanması, uygulanması ve Kurum tarafından gerek görüldüğünde geliştirilmesi ve değiştirilmesi,
e) Fark tutarına ilişkin Fark Tutarı Prosedürünün hazırlanması, uygulanması ve Kurum tarafından gerek görüldüğünde geliştirilmesi ve değiştirilmesi.
(5)
(6) Piyasa İşletmecisinin, bu maddenin ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkralarında belirtilen gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının ve gün içi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerine ek olarak ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerini yerine getirmesi esastır.
Sistem İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 12 – (1) Sistem İşletmecisi TEİAŞ’tır. Sistem İşletmecisi aşağıda tanımlanan faaliyetleri eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür:
a) Gün öncesinde talep tahminlerinin yapılması,
b) Sistemde anlık dengenin, yeterli arz kalitesini sağlayacak şekilde sağlanması, yan hizmet alımı ve dengeleme mekanizması yoluyla gerekli yedeklerin tutulması,
c) Gerçek zamanlı dengelemenin, bu Yönetmelik ve Elektrik Şebeke Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde yürütülmesi,
ç) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari sınırın gerektiğinde güncellenmesi ve piyasa katılımcılarına duyurulması,
d) Sistemin etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,
e) İlgili mevzuatın, yeterli arz kalitesinin ve sistemin etkin kullanımının sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi,
f) Teklif bölgelerinin ve ticaret sınırlarının belirlenmesi,
g) Elektrik piyasası ve arz kalitesine ilişkin önem taşıyan bilgilerin hazırlanması ve ilgili taraflara iletilmesi,
ğ) Uzlaştırma için gerekli bilgilerin Piyasa İşletmecisine zamanında bildirilmesi,
h) Sistem işletimine ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,
ı) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
i) Sisteme bağlantısı, Elektrik Şebeke Yönetmeliği ile belirlendiği şekilde kısıt kayıtlı bağlantı niteliği taşıyan üretim tesislerinin ve söz konusu tesisler için teknik olarak gerçekleştirilebilecek azami kapasitenin belirlenmesi ve Piyasa İşletmecisine bildirilmesi.
j) İletim sisteminde meydana gelen hat ve trafo arızaları ile planlı ve plansız olarak yapılacak olan bakımlar ile ilgili bilgilerin PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulması.
İletim kapasitesi yönetimi
MADDE 13 – (1) Sistem İşletmecisi, mevcut iletim kapasitesinin iletim sistemi kısıtları ve sistem işletim güvenliği kriterleri dâhilinde maksimum enerji iletimini sağlayacak şekilde kullanıma sunulmasından sorumludur. Ulusal iletim kapasitelerinin optimum kullanımını sağlamak için Sistem İşletmecisi ve Piyasa İşletmecisi işbirliği yapar.
İletim sisteminde kısıt yönetimi ve ticaret sınırları
MADDE 14 – (1) Sistem İşletmecisi, iletim şebekesindeki gerçek zamanlı kısıtları dengeleme güç piyasasına ilişkin hükümler doğrultusunda etiket değeri 1 olan talimatlar vasıtasıyla giderir.
(2) Sistem İşletmecisi, iletim kısıtlarının gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetilmesine ihtiyaç duyulduğunda, ticaret sınırları olarak adlandırılan, teklif bölgeleri arasında teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için uzlaştırma dönemi bazında izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi sınırlarını belirler. Ticaret sınırları içerisindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, belirlenen ticaret sınırlarını, bu Yönetmeliğin 51 inci maddesinde yer alan hükümler doğrultusunda Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına bildirir.
(3) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından belirlenerek Kuruma teklif edilir. Usul ve esaslara ilişkin tebliğ Kurul kararı ile yayımlanarak yürürlüğe girer.
Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin sorumlulukları
MADDE 15 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, dengeleme ve uzlaştırma faaliyetlerine ilişkin olarak aşağıda tanımlanan görevleri yerine getirir:
a), Dağıtım sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan tüm sayaçlarının, dağıtım sistemine bağlı olan ve ikili anlaşma yapmak yoluyla bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketicilerin sayaçlarının ve iki dağıtım bölgesi arasındaki elektrik enerjisi akışlarını ölçen sayaçların, kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması,
b) Bu fıkranın (a) bendinde belirtilen sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların okunması, bölgesinde bulunan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması,
c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,
ç) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,
d) Dağıtım sistemine bağlı olan ve ikili anlaşma yapmak yoluyla bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketicilerin sayaçlarından uzlaştırma dönemi bazında ölçüm değeri alınmasının mümkün olmaması durumunda, bu sayaçlardan elde edilecek ölçüm değerlerine uygulanacak profillere ilişkin görevlerin yerine getirilmesi,
e) Bu madde kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,
f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
TEİAŞ’ın diğer sorumlulukları
MADDE 16 – (1) TEİAŞ organize toptan elektrik piyasalarının işletimine ve sistem işletim faaliyetlerine ilişkin sorumluluklarına ek olarak, dengeleme ve uzlaştırmaya ilişkin, aşağıda belirtilen diğer faaliyetleri yürütür:
a) İletim sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan tüm sayaçlarının ve iletim sistemine bağlı olan serbest tüketicilerin sayaçlarının, piyasa katılımcılarının kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması;
b) Sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların OSOS vasıtasıyla okunması, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler hariç olmak üzere diğer piyasa katılımcılarına ait iletim sisteminde yer alan sayaçların ve iletim sistemine bağlı serbest tüketicilere ait sayaçların OSOS ile iletişim sağlamasını temin etmek üzere gerekli iletişim altyapısının ve aktif ve pasif cihazların tesis edilmesi ve işletilmesi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması,
c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,
ç)
d) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,
e) Bu Yönetmelik kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,
f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.
ÜÇÜNCÜ KISIM
Piyasa Katılımcılarının Kayıt İşlemlerine İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Piyasa Katılımcılarının Kayıt Zorunluluğu ve Kayıt Kuralları
Piyasa katılımcılarının kayıt zorunluluğu
MADDE 17 – (1) Piyasa katılımcılarının, bu Yönetmelik kapsamında belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmaları zorunludur.
(2) Görevli tedarik şirketlerinin tüzel kişilik kayıtları esnasında;
a) Serbest olmayan tüketicilerin,
b) Tedarikçisini seçmemiş serbest tüketicilerin,
c) Daha önce tedarikçisini seçmiş olup, tekrar görevli tedarik şirketinden enerji alan serbest tüketicilerin,
ç) 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun uyarınca ürettiği enerjisi satın alınan lisanssız üretim tesisleri ile bunlarla ilişkilendirilmiş tüketim tesislerinin,
d) İkili anlaşmalarla görevli tedarik şirketinden enerji alan serbest tüketicilerin, uzlaştırma hesaplamalarının ayrı ayrı yapılabilmesini teminen aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kayıt edilir. Bu kategorilerin sayı ve kapsamları Kurul kararı ile belirlenir. Bu yönetmeliğin ilgili maddeleri uyarınca yapılacak tüm uzlaştırma işlemleri oluşturulan bu kategoriler için ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(3) Piyasa katılımcılarının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlamamaları halinde, aşağıdaki işlemler uygulanır:
a) Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmış bir üretim tesisine ilişkin kayıt işlemlerinin tamamlanmamış olması halinde, söz konusu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. İletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarına ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından herhangi bir tahakkuk ve ödeme yapılmaz. Bu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.
b) Sisteme bağlantısı gerçekleştirilerek tesis geçici kabulü yapılmış ancak Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmamış bir üretim tesisinin, iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisini, sınırları içinde bulunduğu dağıtım bölgesinde faaliyet gösteren görevli tedarik şirketinden ya da ilgili üretim tesisine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin Piyasa İşletmecisine kaydettirilmesi suretiyle tedarik etmesi esastır. Aksi durumda, bu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir. Söz konusu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz.
c) İletim sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, durum tespit edildiğinde ilgili tüketim birimi, sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren görevli tedarik şirketinin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonuna dahil edilir ve bu şekilde kullanılan enerji, geçmişe dönük düzeltme kalemi kapsamında değerlendirilir. Söz konusu elektrik enerjisi çekişine ilişkin, ilgili tüketim biriminin sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından 8/5/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde gerekli işlemler yapılır.
ç) Dağıtım sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, söz konusu elektrik enerjisi çekişi, ilgili dağıtım şirketinin hesabına yansır. Söz konusu tüketim birimi ile ilgili elektrik enerjisi çekişi, Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde işlem görür.
(4) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin portföylerinde yer alan üretim tesislerinin bir veya birden fazlasının uzlaştırma hesaplamalarının tesis bazında ayrı ayrı yapılmasının talep edilmesi halinde, talep edilen tesislerin her biri aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kayıt edilebilir. Oluşturulan kategoriler için tüm uzlaştırma işlemleri ayrı ayrı gerçekleştirilir.
Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına kayıtları
MADDE 18 – (1) Piyasa katılımcısı olan tüm lisans sahibi tüzel kişiler gün öncesi piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
Piyasa katılımcılarının gün içi piyasasına kayıtları
MADDE 18/A – (1) Piyasa katılımcısı olan tüm lisans sahibi tüzel kişiler gün içi piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının gün içi piyasasına kaydının yapılabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
Piyasa katılımcılarının gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına kayıtları
MADDE 19 – (1) Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarının gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına katılımları zorunludur. Gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına katılmak zorunda olan piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunarak, dengeleme birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlaması esastır. Piyasa katılımcılarının, dengeleme birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamaları durumunda gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına katılımları ile ilgili süreç tamamlanmış olur.
Dengeden sorumlu taraflara ilişkin kayıt kuralları
MADDE 20 – (1) Her bir piyasa katılımcısı, bir dengeden sorumlu gruba katılmadığı sürece dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir.
(2) Kayıtlı bir piyasa katılımcısı ya da ilk kez kayıt yaptıran bir piyasa katılımcısı, Piyasa İşletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini yerine getirmiş olması kaydıyla bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilir. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvurunun ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılması esastır.
(3) Dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf, denge sorumluluğuna ilişkin hak ve yükümlülüklerini devir veya temlik edemez.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri ve kayıt kuralları
MADDE 21 – (1) Piyasa katılımcıları, sisteme verdikleri ve sistemden çektikleri elektrik enerjisinden sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini belirlemek ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.
(2) Aşağıdakilerden her biri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimidir:
a) Lisanslı tüm üretim tesisleri,
b) Dengeleme birimi olma yükümlülüğünü taşıyan tüketim tesisleri,
c) İkili anlaşma yapmak yoluyla elektrik enerjisi alan ya da iletim seviyesinden bağlı olan serbest tüketicilerin tüketim birimleri ile 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi kapsamındaki tüketim birimleri,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından belirlenecek uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları çerçevesinde, bölgesinde görevli tedarik şirketinden 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında enerji temin eden tüketici kategorileri,
d)
e) Bir dağıtım bölgesi ya da dağıtım bölgesinin bir bölümü,
f) Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası.
(3) Belirlenen her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi, sadece bir piyasa katılımcısının uzlaştırma hesabına kayıt edilir.
(4) Senkron paralel bağlantılar haricinde ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, bu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri üzerinden birden fazla piyasa katılımcısının enerji alış verişi gerçekleştirmesi durumunda TEİAŞ adına kayıt edilir. TEİAŞ adına kayıt edilen bu tür veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının tamamı, ilgili piyasa katılımcılarının uzlaştırma hesaplarına dağıtılır.
(5) Senkron paralel bağlantılar için ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri TEİAŞ adına kayıt edilir.
(6) Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinden yapılacak ithalat ve ihracat faaliyetlerine ilişkin bu Yönetmelik kapsamındaki kurallar ve istisnalar Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girecek İthalat ve İhracata İlişkin Dengeleme ve Uzlaştırma Usul ve Esaslar’ında belirlenir.
Dengeleme birimleri ve kayıt kuralları
MADDE 22 – (1) Dengeleme mekanizmasına katılacak piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini tanımlamak ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.
(2) Bağımsız olarak yük alabilen, yük atabilen ve ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda tesis edilmiş sayaçlar vasıtasıyla uzlaştırma dönemi bazında bağımsız olarak ölçülebilen üretim ya da tüketim tesislerinden ya da ünitelerden aşağıdakilerden her biri bir dengeleme birimidir:
a) Lisanslı üretim tesisleri veya bu üretim tesislerine ait üniteler,
b) Tüketimi Sistem İşletmecisi tarafından verilecek talimatlarla değiştirilebilecek ya da devreden çıkarılabilecek nitelikteki, adına kayıtlı bulunduğu piyasa katılımcısı tarafından talep edilen ve katılımı Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunan tüketim tesisleri veya tüketim tesisleri topluluğu.
(3) Kombine çevrim santrallerinin aynı blokta yer alan türbinleri hariç olmak üzere, aynı üretim tesisi içinde yer alan ve sisteme farklı gerilim seviyelerinden bağlı olan üniteler aynı dengeleme birimi altında yer alamazlar.
(4) Aşağıdaki üretim tesisleri dengeleme birimi olma yükümlülüğünden muaf olup, ilgili piyasa katılımcısı tarafından talep edilmesi ve Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunması halinde dengeleme birimi olabilirler;
a) Kanal veya nehir tipi hidroelektrik üretim tesisleri,
b) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri,
c) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri,
ç) Dalga enerjisine dayalı üretim tesisleri,
d) Gel-git enerjisine dayalı üretim tesisleri,
e) Kojenerasyon tesisleri,
f) Jeotermal üretim tesisleri,
g) Biyokütleye dayalı üretim tesisleri.
(5) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas bir veriş-çekiş birimidir ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt kuralları dengeleme birimi için de geçerlidir.
(6) Üretim tesislerinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmeleri için, aynı baraya bağlı üretim ve tüketim tesislerinin ayrı ayrı ölçülebilmesini sağlayan sayaçların tesis edilmesi esastır.
(7) Sistem İşletmecisi tarafından, ünite bazında dengeleme birimi olarak kaydedilmesi gerekli bulunan ünitelerin sayaçlarının ünite bazında ölçüm yapılabilmesini sağlayacak şekilde tesis edilmesi esastır. Gerekli olması durumunda, sayaç yeri değişikliği, dengeleme birimi kayıt değişiklik ihtiyacının Sistem İşletmecisi tarafından belirlenip Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına bildirilmesinden itibaren 3 ay içerisinde tamamlanır.
(8) Dengeleme birimi olma talebi uygun bulunan bir tüketim tesisinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmesi için Sistem İşletmecisi tarafından talep edilmesi halinde gerekli izleme ve veri iletişim sistemlerinin Sistem İşletmecisinin koordinasyonunda kurulması ilgili piyasa katılımcısının sorumluluğundadır.
Sayaçlara ilişkin kayıt kuralları
MADDE 23 – (1) Piyasa katılımcılarının kayıt edilmesi sürecinde, uzlaştırmaya esas her bir veriş-çekiş birimine ilişkin veriş-çekiş miktarının ölçülmesini veya hesaplanmasını sağlayacak sayaçlar kayıt altına alınır. Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin aşağıda belirtilen elektrik enerjisi akışlarının ölçülmesini sağlayacak sayaçların kayıt altına alınması esastır:
a) İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
b) İkili anlaşma yapmak yoluyla elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketici tarafından dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
c) Üretim veya OSB üretim lisansına sahip piyasa katılımcıları tarafından dağıtım sistemine verilen veya dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,
ç)
d) İki dağıtım sistemi arasındaki alış-verişe esas elektrik enerjisi,
e) Dengeleme birimlerinin sisteme bağlantı noktalarındaki elektrik enerjisi.
İKİNCİ BÖLÜM
Kayıt Süreci
Kayıt işlemlerinin kapsamı
MADDE 24 – (1) Kayıt süreci kapsamında;
a) Piyasa katılımcılarının tüzel kişiliklerine,
b) Piyasa katılımcılarının kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmek istedikleri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine,
c) Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba dahil olmalarına,
ç) Kayıt altına alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlara,
d) Piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına katılımlarına ve kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmekle yükümlü oldukları dengeleme birimlerine,
e) Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına ve gün içi piyasasına katılımlarına,
f) Piyasa katılımcılarının merkezi uzlaştırma bankasına üyeliklerine
ilişkin kayıt işlemleri gerçekleştirilir.
Piyasa katılım anlaşması, gün öncesi piyasası katılım anlaşması ve gün içi piyasası katılım anlaşması
MADDE 25 – (1) Katılımcının kayıt dosyasında yer alan tüm bilgi ve belgelerin doğruluğunu teyit ettiğini, dengeleme ve uzlaştırma yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerini kabul ve taahhüt ettiğini bildiren ve denge sorumluluğuna ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini içeren maddelerden oluşan Piyasa Katılım Anlaşması ve gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması ve gün içi piyasasına katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşması Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak Başkan onayına sunulur.
(2) Tüm piyasa katılımcıları, Piyasa Katılım Anlaşmasını, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ayrıca Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını ve gün içi piyasası katılımcıları ayrıca Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalayarak Piyasa İşletmecisine sunar.
Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt başvurusu
MADDE 26 – (1) Üretim veya OSB üretim, lisansı alan piyasa katılımcıları üretim tesislerinin tesis geçici kabulleri yapılarak tesislerinin enerjilendirilmesinden önceki 15 iş günü içerisinde tüzel kişilik kayıtlarını tamamlayacak şekilde, Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.
(2) Tedarik lisansı alan piyasa katılımcıları lisans yürürlük tarihlerini takip eden 15 iş günü içerisinde Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.
(3) Piyasa katılımcıları; tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere Piyasa Yönetim Sistemine (PYS) girdikten sonra;
a)
b) Lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış suretini,
c) Tüzel kişilik kayıt formunu,
ç) Belgelerde imzası bulunan kişilerin yetki belgeleri ve imza sirkülerlerinin aslı ya da noter onaylı suretini,
d) Ticaret sicil gazetesi fotokopisini,
e),
f) Piyasa katılım anlaşmasını
bir ön yazı ile Piyasa İşletmecisine teslim ederek tüzel kişilik kaydı başvurusunda bulunur. Tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere Piyasa Yönetim Sistemine (PYS) giren piyasa katılımcılarına Piyasa İşletmecisi tarafından ENTSO-E tarafından belirlenen standartlara uygun EIC kodu verilir.
(4) Piyasa katılımcılarının, onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerini PYS’ye girmeleri zorunludur. PYS’de onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgileri bulunmayan piyasa katılımcılarının kayıt müracaatları işleme konmaz ve bu durum ilgili piyasa katılımcısına yazılı olarak bildirilir. Kayıt süreci, piyasa katılımcılarının PYS’ye onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerinin girilmesini müteakip başlar.
(5), Piyasa katılımcıları, tüzel kişilik kayıt sürecinin tamamlanması için hesaplanan teminatını sunar. Teminatını sunmayan piyasa katılımcısının kayıt başvurusu işleme konmaz.
Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik başvurularının inceleme ve değerlendirilmesi
MADDE 27 – (1) Piyasa İşletmecisi, başvuru dosyası içerisindeki bilgi ve belgelere ilişkin inceleme ve değerlendirme ile söz konusu bilgi ve belgelerin PYS’ye girilmiş bilgilerle uygunluğuna ilişkin incelemeleri başvuru tarihini izleyen 10 iş günü içerisinde tamamlar.
(2) İnceleme ve değerlendirme neticesinde tespit edilen eksiklikler ve söz konusu eksikliklerin giderilmemesi halinde tüzel kişilik kaydı işleminin yapılamayacağı hususu başvuru yapan piyasa katılımcısına bildirilerek, eksiklerin giderilmesi için 10 iş günü süre verilir.
(3) Başvuru dosyaları uygun bulunan veya tespit edilen eksikliklerini 10 iş günü içerisinde tamamlayan piyasa katılımcısının PYS üzerinden yaptığı kayıt başvurusu onaylanır. (4) Eksiklerini zamanında tamamlamayan piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt işlemi yapılmaz ve PYS üzerinden yaptıkları kayıt başvurusu da onaylanmaz. Başvuru dosyası piyasa katılımcısına elden iade edilerek durum Kuruma bildirilir.
(5) Başvuru dosyasının inceleme ve değerlendirmesi sırasında ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge lisans sahibi tüzel kişilerden istenebilir ve tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
(6) Piyasa katılımcıları, ancak tüzel kişilik kayıt işlemlerinin tamamlanmasından sonra, kayıt sürecinin diğer aşamalarına geçebilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış olan bir tedarik lisansı sahibi tüzel kişi niteliğindeki piyasa katılımcısı, dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış diğer tüm piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilebilmeleri için sorumlu oldukları tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtları tamamlamış olmaları esastır.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt işlemi
MADDE 28 – (1) Piyasa katılımcıları, sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirirken;
a) Kayıt edilecek uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait ölçüm ve bağlantı noktalarını gösteren ve ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ya da TEİAŞ tarafından onaylı tek hat şeması,
b) Bağlantı anlaşmasının birer kopyası,
c) Tüzel kişilik kaydı sırasında teslim edilmiş olanlar hariç olmak üzere, üretim tesislerine ait lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış sureti,
ç) Üretim tesislerine ait geçici kabul tutanağı,
d) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulacak kategoriler için dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerce belirlenmiş uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları
e)
Piyasa İşletmecisine elden teslim edilir.
(2)
(3) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımlanır ve kayıt altına alınır. Ölçüm sistemlerine uygulanacak kayıp katsayıları, ölçüm sistemlerinin kayıt edilmesi aşamasında belirlenir.
(4) Kayda alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine Piyasa İşletmecisi tarafından ENTSO-E standartlarında uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kodu verilir.
(5) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kaydının tamamlanabilmesi için;
a) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kaydının tamamlanmış olması,
b)
gereklidir.
(6) Sisteme ilk kez enerji verecek bir üretim tesisinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılmasından sonra dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması, söz konusu üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Bakanlık geçici kabul heyeti ve ilgili TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkililerinin hazır bulunacağı geçici kabul işlemleri esnasında tutulan sayaç tespit tutanağına müteakip gerçekleşir. Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmış bir üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı yaptırmak üzere başvurmamış olması durumunda söz konusu üretim tesisinin dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması; Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılması ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kayıt altına alınmasından sonra gerçekleşir.
(7) Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından gerçekleştirilen devir işlemlerine ilişkin olarak uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi Özelleştirme İdaresi Başkanlığının belirtmiş olduğu devir tarihi esas alınarak ön kayıt yapılır. Ön kaydı yapılan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ilişkin lisans veya lisansa ilişkin Kurum yazısı ve bağlantı anlaşmasına ilişkin TEİAŞ veya dağıtım şirketi yazısı bir ay içerisinde Piyasa İşletmecisine sunulur.
Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba katılmaları
MADDE 29 – (1) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere başvurabilmesi için;
a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
esastır.
(2) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvuru, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılır. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılımının işlerlik kazanması, gruba katılım ile ilgili işlemlerin tamamlandığı fatura dönemini takip eden ilk fatura dönemi itibariyle başlar.
(3) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, sadece bölgesindeki görevli tedarik şirketi ile 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler için dengeden sorumlu bir grup oluşturabilirler.
(4) Görevli tedarik Şirketleri, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler için sadece bölgesindeki dağıtım şirketiyle dengeden sorumlu grup oluşturabilir.
(5) 17 nci maddenin dördüncü fıkrası kapsamında oluşturulan kategoriler herhangi bir dengeden sorumlu grupta yer alamazlar. Kategorilere konu tesisler kategoriler oluşturulmadan önce bir dengeden sorumlu grubun içerisinde bulunuyorlarsa bu dengeden sorumlu gruptan çıkartılırlar.
Sayaçların kayıt işlemi
MADDE 30, – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlar kayıt altına alınır.
(2) Piyasa İşletmecisi, serbest tüketici sayaçları hariç olmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların karşılıklı kayıt altına alınması için piyasa katılımcısına ve TEİAŞ’ın ilgili diğer birimleri ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye bildirimde bulunur.
(3) Bildirimde yer alan tarihe kadar TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi ve hazır bulunması halinde piyasa katılımcısının yetkilisi tarafından, ilk endeks tespit protokolleri düzenlenir.
(4) Düzenlenen ölçüm sistemlerinin ilk endeks tespit protokolü hazır bulunması halinde piyasa katılımcısı yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından imza altına alınır. Taraflarca ilk endeks tespit protokolünün imzalanması ile sayaçlar kayıt altına alınmış olur
(5) İlgili mevzuata uygun olmayan sayaçlar TEİAŞ veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından ilgili ay içerisinde mevzuata uygun hale getirilir. Sayaçların mevzuata uygun olmaması serbest tüketicilerin tedarikçi seçme hakkını kullanmasına engel teşkil etmez.
(6) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, kayıp katsayıları hesaplama metodolojisine ilişkin usul ve esasları ve 80 inci maddede belirtilen kriterleri dikkate alarak transformatör kaybı ve/veya hat kaybı uygulanıp uygulanmayacağını tespit eder. Transformatör ve/veya hat kaybı uygulanması gereken durumlarda transformatöre ve/veya hatta ait ilgili Kurul kararı ile belirlenen transformatör ve hat kayıp katsayısı formülüne ilişkin karakteristik bilgiler TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından tek hat şemasına işlenir.
(7) Devreye alınacak yeni üretim tesislerinin ve/veya yeni ünitelerin iletim sistemine bağlantısının gerçekleştirilip ilk kez enerjilendirilmesi öncesinde gerçekleştirilen tesis geçici kabulü sonucunda geçici kabul heyeti tarafından hazırlanan sayaç tespit tutanağı, ilk endeks tespit protokolü olarak kabul edilir.
(8) Başka bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde de yer alan ve önceden kayıt altına alınmış sayaçlar bilgilerinde gerekli güncellemelerin yapılması suretiyle yeniden kayıt altına alınır.
(9)
Serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait tedarikçi değiştirme süreçleri
MADDE 30/A, – (1)
(2), Bir serbest tüketicinin;
a) Tedarikçi değiştirmesi veya Kurulca onaylanmış perakende satış tarifelerinden enerji almaktayken ilgili görevli tedarik şirketinden ikili anlaşma ile enerji alması durumunda serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen piyasa katılımcısı veya serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen görevli tedarik şirketi, portföy değişikliği ile ilgili talebini, içinde bulunulan ayın en geç altıncı gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar bilgi girişlerini PYS üzerinden yaparak, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu PYS üzerinden beyan eder. Yeni tedarikçi tarafından yapılan bilgi girişleri, serbest tüketicinin mevcut tedarikçisine, PYS aracılığıyla içinde bulunulan ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 17:00’da duyurulur.
b) Bir fatura dönemi içerisinde herhangi bir tüketicinin kullanımında olmayan bir tüketim noktasında enerji tüketmeye başlayacak olması durumunda, bu serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen tedarikçi PYS üzerinden bilgi girişlerini yaparak ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu beyan eder. Bu talep, bilgi girişinin yapılmasına müteakip ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye PYS üzerinden bildirilir. Serbest tüketici, bilgi girişinin yapıldığı dönemden itibaren ilgili tedarikçinin portföyüne eklenir.
c) İlk defa enerji kullanılacak ve iletim sistemine bağlı bir tüketim noktasından enerji tüketmeye başlaması durumunda, bu serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen tedarikçi en geç bu noktanın ilk endeks tespit tutanağının düzenlenmesinden bir önceki iş günü saat 17:00’a kadar Piyasa İşletmecisine başvurur. Başvuru usulleri Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek duyurulur. İlgili ölçüm noktaları, söz konusu tedarikçisi adına ilk endeks tespit tutanağı tarihinden itibaren geçerli olmak üzere kaydedilir.
(3) Bir piyasa katılımcısı, bir serbest tüketiciye ait çekiş birimini portföyünden çıkartmayı talep etmesi durumunda, içinde bulunulan ayın en geç altıncı gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar, Piyasa İşletmecisine PYS aracılığıyla başvuruda bulunur ve serbest tüketiciyi portföyden çıkarma işlemi gerçekleşir. Piyasa katılımcısı, Piyasa İşletmecisine yapacağı bu başvurudan önce ilgili tüketiciyi yazılı olarak bilgilendirir.
(4) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi veya teminat yükümlülüklerini yerine getirmemesi nedeni ile portföyünden çıkarılan serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen bir piyasa katılımcısının, ilgili serbest tüketiciye enerji tedariği yapacağını, portföyden çıkarılma işleminin yapıldığı ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu Piyasa İşletmecisine bildirmesi durumunda, ilgili kayıt güncelleme işlemleri Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(5) Piyasa İşletmecisi, portföyden çıkarılan, portföyü değiştirilen ve yeni kaydedilen kesinleşmemiş sayaçlar listesini PYS aracılığıyla ilgili dağıtım şirketi, TEİAŞ ve ilgili piyasa katılımcısına duyurur.
(6) Yayımlanan sayaç listesine ilişkin itiraz başvuruları, duyurunun yayımlanmasını takip eden iki iş günü içerisinde Piyasa İşletmecisine yapılır. Piyasa İşletmecisi, yapılan itiraz başvurularını iki iş günü içerisinde sonuçlandırarak, kesinleşen sayaç listesini PYS aracılığıyla ilgili piyasa katılımcısına ve bağlantı durumuna göre ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye veya TEİAŞ’a duyurur.
(7) İçinde bulunulan ayın son günü saat 24:00’a ilişkin sayaç değerlerinin okunması ile sayaçların kayıt altına alınması için piyasa katılımcısının yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından ilk endeks tespit protokolleri düzenlenir.
(8) İçinde bulunulan ayın son günü saat 24:00’a ilişkin yapılan sayaç okumaları mevcut tedarikçi için son okuma, yeni tedarikçi için ilk okuma olarak kabul edilir ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri mevcut tedarikçinin portföyünden çıkarılır.
(9), Bir tüketim noktasının serbest tüketici tarafından tahliye edilmesi durumunda; TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından tespitin yapıldığı tarihte sayaç okuması yapılır ve bu okuma, son okuma olarak kabul edilir. Serbest tüketicinin mevcut tedarikçisinin portföyünden çıkarılması işlemi TEİAŞ veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından PYS üzerinden başlatılır ve mevcut tedarikçi tarafından reddedilmediği takdirde onaylanmış sayılır. Mevcut tedarikçi ilgili işlemi sadece tahliye işleminin gerçekleşmediği veya tüketim noktasını devralan yeni kişi ile ikili anlaşması olduğu gerekçesi ile reddedebilir. Piyasa İşletmecisi, bu işlemlere ilişkin süreci belirleyerek duyurur ve serbest tüketici veri tabanında gerekli güncellemeleri yapar. Devir ve taşınma kapsamında gerçekleştirilen işlemler de bu fıkra hükümlerine tabidir.
(10)
(11) Bir serbest tüketiciye ait çekiş birimlerine elektrik enerjisi tedarik eden bir piyasa katılımcısının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini ve/veya ilgili serbest tüketici sayaçlarını portföylerine ekleme ve portföyden çıkarmaya ilişkin taleplerinden vazgeçmesi durumunda, ilgili piyasa katılımcısı içinde bulunulan ayın en geç yirminci gününden önceki son iş günü saat 17.00’a kadar, bu talebini PYS aracılığıyla bildirir.
(12) Gerekmesi halinde Piyasa İşletmecisi, serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen ilgili piyasa katılımcısından ikili anlaşmasına ilişkin bilgileri beyan etmesini ve bunu ispat edici belgeleri sunmasını talep edebilir.
(13) Piyasa katılımcılarının bu madde kapsamında belirtilen kayıt süreçleri esnasında;
a) Serbest tüketicinin portföylerinden çıkışını ve yeni tedarikçisinin portföyüne geçişini mevzuat hükümlerine aykırı olarak engellediğinin tespiti halinde PYS üzerinden gerekli düzeltme yapılır ve ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
b) Serbest tüketiciyle ikili anlaşma yapmadan serbest tüketici sayaç kaydı için başvurduğunun tespiti halinde tespitin yapıldığı tarihten sonraki ilk kesinleşen sayaç listesinin duyurulmasını takip eden ayın ilk gününden geçerli olmak üzere ilgili serbest tüketicinin kaydı piyasa katılımcısının portföyünden çıkarılır ve bir önceki tedarikçisinin talebi varsa onun, yoksa görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir. İhlali tespit edilen piyasa katılımcısı Piyasa İşletmecisi tarafından Kuruma raporlanır. Söz konusu piyasa katılımcısı Kurul Kararı ile üç ay süreyle ikili anlaşmalar kapsamında yeni tüketici kaydedemez ve bu piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır. Bu serbest tüketici ile ilgili olarak geçmişe dönük düzeltme yapılmaz.
(14) Bir tedarikçinin teminata ilişkin yükümlülüklerini yerine getirmemesi sebebiyle, portföyünde yer alan serbest tüketicilerin ilgili katılımcının portföyünden çıkarılması durumunda, portföyden çıkarılan serbest tüketicilerin listesi PYS’de yayımlanır. (15) Bir serbest tüketicinin birden fazla tedarikçi tarafından PYS üzerinden talep edilmesi halinde, Piyasa İşletmecisi tarafından gerekli kontroller yapılarak geçerli ikili anlaşma veya formatı Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen Enerji Alım-Satım Bildirim Formu sunan tedarikçinin portföyüne geçiş sağlanır. Bu belgeyi ibraz edemeyen tedarikçiler için onüçüncü fıkra hükümleri uygulanır. Her iki tedarikçinin de geçerli ikili anlaşma sunması halinde Enerji Alım-Satım Bildirim Formu imza tarihi en yakın olan kayıt dikkate alınır. İmza tarihlerinin aynı olması halinde kayıtlar onaylanmaz ve serbest tüketici mevcut tedarikçisinden enerji almaya devam eder. Ancak mevcut tedarikçisinin de söz konusu serbest tüketiciye ilişkin portföyden çıkarma talebi olması halinde tüketici görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir.
(15) Bir serbest tüketicinin birden fazla tedarikçi tarafından PYS üzerinden talep edilmesi halinde, ikili anlaşmaya ilişkin yazılı kanıtlayıcı bilgiler Piyasa İşletmecisi tarafından talep edilir ve ilgili piyasa katılımcıları tarafından altıncı fıkrada belirtilen süreler içerisinde PYS üzerinden beyan edilir. Piyasa İşletmecisi tarafından gerekli kontroller yapılır ve ikili anlaşma beyanı geçerli bulunan tedarikçinin portföyüne serbest tüketicinin geçişi sağlanır. Piyasa İşletmecisinin ikili anlaşmaya ilişkin istemiş olduğu bilgileri PYS üzerinden ibraz edemeyen tedarikçiler için onüçüncü fıkra hükümleri uygulanır. Birden fazla tedarikçinin geçerli ikili anlaşma beyanında bulunması halinde ikili anlaşma tarihi en yakın olan kayıt dikkate alınır. Anlaşma tarihlerinin aynı olması halinde kayıtlar onaylanmaz ve serbest tüketici mevcut tedarikçisinden enerji almaya devam eder. Ancak mevcut tedarikçisinin de söz konusu serbest tüketiciye ilişkin portföyden çıkarma talebi olması halinde tüketici görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir.
Serbest tüketici veri tabanı
MADDE 30/B – (1) Serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait tedarikçi değiştirme ve mali uzlaştırma süreçlerinde kullanılmak üzere TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler hizmet sundukları ve sayaçlarını okumakla yükümlü oldukları serbest tüketicilerin aşağıda yer alan bilgilerini PYS üzerinde tanımlanacak veri tabanına eklemek ve güncel tutmakla yükümlüdür:
a),
b) Tüketim noktasının PYS’ye kayıt için gerekli tekil kodu,
c) Tüketim noktasının içerisinde bulunduğu il ve ilçe bilgisi,
ç) Tüketim noktasının açık adresi,
d) Abone grubu ve belirlenmişse abone alt grubu,
e) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
f) Tüketim noktasına tahmini değer uygulanıp uygulanmadığı,
g), Tüketim noktasının sözleşme gücü,
ğ) Piyasa İşletmecisinin mali uzlaştırma ve serbest tüketici talep süreçlerini yürütmek üzere ihtiyaç duyduğu diğer bilgiler.
(2), Tedarikçiler, tedarikçi değiştirme, mali uzlaştırma ve serbest tüketici portalı süreçlerinde kullanılmak üzere tüketicilerine ilişkin;
a) Serbest tüketicinin adı ve soyadı veya unvanı,
b) Gerçek kişiler için T.C. kimlik numarası veya yabancı kimlik numarası; tüzel kişiler için vergi kimlik numarası, yetkili kişinin adı ve soyadı, T.C. kimlik numarası veya yabancı kimlik numarası
bilgilerini PYS üzerinde tanımlanacak veri tabanına eklemek ve güncel tutmakla yükümlüdür. Piyasa İşletmecisi bu bilgileri veri tutarlılığının kontrolü amacı ile kullanır ve kişisel verilerin korunmasını sağlayacak önlemleri alır. Tedarikçilerin söz konusu yükümlülüklerini yerine getirmediklerinin tespiti halinde Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır. Piyasa İşletmecisi bu madde kapsamındaki verilerin tutarlılığının kontrolü ve düzeltilmesi amacıyla kamu kurum ve kuruluşlarıyla işbirliği yapabilir. Bilgilerin ilgili veri tabanlarından temin edildiği durumda dahi, tedarikçiler söz konusu verilerin tam ve doğru olmasından sorumludur.
(3) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler birinci fıkranın (b) bendinde yer alan tekil kodun nasıl oluşturulduğuna ilişkin açıklamayı PYS üzerinde serbest tüketici kayıt ekranında yayımlar.
(4) PYS, 30/A maddesi kapsamındaki kayıt girişleri sırasında yeni tedarikçi olmak isteyen piyasa katılımcısının sayaç kaydı için giriş yaptığı tekil kodun birinci fıkranın (b) bendi çerçevesinde oluşturulan veri tabanında olup olmadığını kontrol eder. Veri tabanında yer alan tekil kodlarla eşleşmeyen girişlere izin verilmez.
(5) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin veri tabanına ilişkin yükümlülüklerini yerine getirmemesi nedeni ile serbest tüketicinin yeni tedarikçisinin portföyüne geçişinin engellendiğinin tespiti halinde PYS üzerinden, Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek duyurulan süreç çerçevesinde gerekli düzeltme yapılır ve Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır.
(6) Tedarikçi değişim süreçlerinin sağlıklı yürütülebilmesini teminen tedarikçiler serbest tüketici veri tabanı üzerinde birinci fıkranın (b) bendinde yer alan tekil kodu girerek sorgu çalıştırabilirler. Sorgu sonuç ekranında kişisel verilerin korunmasını teminen Piyasa İşletmecisi tarafından ikinci fıkranın (a) ve (b) bendi bilgilerinde maskeleme yapılır.
(7), Serbest tüketici veritabanında yer alan bilgiler tüketicinin mevcut tedarikçisi ve tüketicinin şebekeye bağlantı durumuna göre dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi veya TEİAŞ tarafından görüntülenebilir.
Serbest tüketici portalı
MADDE 30/C – (1) Piyasa İşletmecisi serbest tüketicilerin en az aşağıda yer alan bilgilerini görebilecekleri bir serbest tüketici portalı oluşturur:
a) Tüketim noktasının açık adresi,
b) Abone grubu ve belirlenmişse abone alt grubu,
c) Tüketim noktasına profil uygulanıp uygulanmadığı,
ç) Tüketim noktasının sözleşme gücü,
d) Aktif ve reaktif endeks değerleri, sayaç çarpanı ve okuma tarihi,
e) Tüketim noktasına ilişkin geçmişe dönük düzeltme bilgisi,
f) Tedarikçisinin unvanı,
g) Halihazırda tedarikçisini seçme hakkını kullanıp kullanmadığına ilişkin bilgi.
(2) Piyasa İşletmecisi serbest tüketici portalına yukarıdakilerle sınırlı olmaksızın tüketici haklarının korunması ve tüketicilerin bilinçlendirilmesini teminen diğer bilgi ve bilgilendirme dokümanlarını da ekleyebilir.
(3) Serbest tüketiciler, portala kuralları Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen yöntem ile erişirler. Piyasa İşletmecisi portala erişimde tüketicinin kimliğinin doğrulanmasını teminen, ilgili kurum veya kuruluşlara ait elektronik platformları kullanabilir. Portal kapsamında sunulan bilgilerin bir bölümü ya da tamamı ayrıca E-Devlet Kapısı’ndan sunulabilir.
(4)
Dengeleme birimlerinin kayıt işlemi
MADDE 31 – (1) Piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirir.
(2) Dengeleme biriminin kayıt edilmesi esnasında, ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde dengeleme birimlerine ilişkin olarak sağlanması gereken bilgi ve belgeler ile teknik parametreler, dengeleme birimini kayıt ettiren piyasa katılımcısı tarafından PYS’ye kaydedilir ve Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Dengeleme birimine ait Sistem İşletmecisinin ihtiyaç duyacağı teknik parametre bilgileri, gerekli incelemeler yapılmak üzere Sistem İşletmecisine gönderilir. Sistem İşletmecisi tarafından 10 iş günü içerisinde gerçekleştirilen inceleme sonucu, Sistem İşletmecisinin onayı ile ilgili üretim tesisi veya ünite dengeleme birimi olarak, piyasa katılımcısı adına kaydedilir.
(4), Piyasa katılımcısının serbest tüketici niteliği taşıyan bir tüketim birimini veya tüketim birimleri topluluğunu dengeleme birimi olarak kayıt ettirecek olması durumunda, ilgili tüketim birimlerine sahip veya temsile yetkili kişinin, tüketim tesisini ilgili piyasa katılımcısı adına dengeleme birimi olarak kayıt ettirmesi konusunda onay verdiğini bildirir belge, ilgili piyasa katılımcısı tarafından Piyasa İşletmecisine elden teslim edilir.
(5) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ve dengeleme birimlerine ilişkin kuralları sağlayan daha küçük bir dengeleme birimi içermez.
(6) Bakanlık geçici kabulü tamamlanmamış üretim tesisleri dengeleme birimi olarak kaydedilemez. Bir üretim tesisi, dengeleme birimi kaydı tamamlanana kadar, uzlaştırmaya esas çekiş birimi olarak işlem görür.
Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32 – (1) Tüzel kişilik kaydını ve başvuru yaptığı an itibariyle portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulleri yapılmış ve kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Gün öncesi piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, gün öncesi piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile ilgili piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
Piyasa katılımcılarının gün içi piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler
MADDE 32/A – (1) Tüzel kişilik kaydını ve başvuru yaptığı an itibariyle portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin Bakanlık geçici kabulleri yapılmış ve kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olan piyasa katılımcıları gün içi piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.
(2) Gün içi piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.
(3) Gün içi piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, gün içi piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile ilgili piyasa katılımcısının gün içi piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Kayıt Bilgilerinin Güncellenmesi
Kayıt bilgilerinin güncellenmesi
MADDE 33 – (1) Piyasa katılımcısına ait kayıt bilgileri;
a) Piyasa katılımcısına ait bilgilerin değişmesi,
b) Mevcut dengeleme birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
c) Mevcut uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
ç) Mevcut ölçüm sistemlerine ilişkin bilgilerin değişmesi veya silinmesi,
d) Yeni bir dengeleme biriminin kayıt altına alınması,
e) Yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt altına alınması,
f) Yeni bir ölçüm sisteminin kayıt altına alınması,
g) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılması ya da dahil olduğu dengeden sorumlu grubu değiştirmesi,
hallerinde güncellenir.
(2) Piyasa katılımcıları, portföylerinde yer alan serbest tüketicilere ilişkin uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerini portföylerinden çıkarma ya da portföylerine ekleme ile ilgili taleplerini madde 30/A’da belirtilen süreç kapsamında gerçekleştirir. (3) Bir güncelleme işleminin birden fazla piyasa katılımcısının kaydını etkilemesi durumunda, etkilenen piyasa katılımcılarının kayıt güncellemeleri eş zamanlı olarak yapılır.
(4) Bir piyasa katılımcısının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi hesabına kayıt ettirmek suretiyle tedarik yaptığı serbest tüketiciye tedarik yapmaktan vazgeçmek ve bu doğrultuda söz konusu serbest tüketiciye ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi kaydından çıkartmak istemesi halinde, kayıt değişikliği başvurusu piyasa katılımcısı ile serbest tüketici arasındaki ikili anlaşmanın buna ilişkin hükümleri doğrultusunda yapılır.
(5) Bir piyasa katılımcısının halihazırda sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini portföyüne kaydetmek istemesi veya sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt bilgilerinde değişiklik olması durumunda 28 inci madde ve madde 30/A’da tarif edilen süreçler uygulanır. Ancak 28 inci maddenin birinci fıkrası ve madde 30/ A’nın birinci ve ikinci fıkralarında belirtilen belgelerden sadece değişiklik olanlar Piyasa İşletmecisine yeniden sunulur.
(6) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri kapsamında oluşturulan kategoriler arasında yapılacak uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi değişiklikleri görevli tedarik şirketleri tarafından her ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar piyasa işletmecisine bildirir.
(7) Piyasa katılımcısı unvan, adres, vergi numarası, vergi dairesi değişikliği ile birleşme, devir, fesih gibi hallerde; değişiklikle ilgili ticaret sicil gazetesini ve talep edilen diğer belgeleri takip eden faturalama süreci öncesinde Piyasa İşletmecisine sunar.
Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruptan ayrılmaları
MADDE 34 – (1) Bir piyasa katılımcısının dahil olduğu dengeden sorumlu gruptan ayrılmasına ilişkin kayıt değişikliği başvurusu, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş dengeden sorumlu taraf arasındaki anlaşmanın bu konuya ilişkin hükümleri doğrultusunda, ilgili piyasa katılımcısı veya dengeden sorumlu tarafça yapılır.Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruptan ayrılmasının işlerlik kazanması, gruptan ayrılma ile ilgili işlemlerin tamamlandığı fatura dönemini takip eden ilk fatura dönemi itibariyle başlar. (2) Bir dengeden sorumlu gruptan ayrılıp başka bir dengeden sorumlu gruba katılmayan piyasa katılımcılarının kayıtları Piyasa İşletmecisi tarafından güncellenerek bu piyasa katılımcıları dengeden sorumlu taraf olurlar.
DÖRDÜNCÜ KISIM
Gün Öncesi Dengelemeye İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Gün Öncesi Planlama
Gün öncesi planlamanın esasları
MADDE 35 – (1) Gün öncesi planlama, bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda, Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği hükümleri dikkate alınarak, bir gün sonrasına yönelik olarak öngörülen saatlik talebin;
a) işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde,
b) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterler doğrultusunda,
c) dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde
dengelenmesi esasına dayalı olarak yürütülür.
(2) Gün öncesi planlamaya ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;
a) Tüm piyasa katılımcılarının gün öncesi planlamaya katılımları zorunludur, kendi adına kayıtlı dengeleme birimi olan piyasa katılımcıları gün öncesi planlama kapsamında sistem satış, sistem alış teklifi sunarlar,
b) Gün öncesi planlama teklifleri günlük olarak, saatlik bazda verilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,
c) Gün öncesi planlamaya sunulan tüm teklifler belli bir dengeleme birimi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
ç) Gün öncesi planlamaya sunulan tekliflerde, sunulan teklifin yapısı ile uyumlu olacak şekilde, ilgili dengeleme birimine ait teknik olarak gerçekleştirilebilecek tüm kapasitenin teklif edilmesi esastır. Dengeleme biriminin sisteme bağlantısının kısıt kayıtlı bağlantı niteliği taşıması halinde teknik olarak gerçekleştirilebilecek tüm kapasite Sistem işletmecisi tarafından belirlenen teknik olarak gerçekleştirilebilecek azami kapasite ile sınırlandırılır. Dengeleme güç piyasasına teklif verme aşamasından önce 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında sağlaması zorunlu olan primer frekans kontrolü rezerv miktarına karşılık gelen kapasite bu kapasitenin haricindedir. Hidrolik üretim tesisleri teklif edebilecekleri kapasiteyi belirlerken su kullanımı ve rezerv yönetimine ilişkin kısıtları dikkate alabilirler,
d) Gün öncesi planlamada gerçekleşen işlemler ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık gelir,
e) Gün öncesi planlamada kabul edilen sistem satış, sistem alış teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,
f) Gün öncesi planlamada sonuçlandırılan her bir işlem, ilgili talimat süresince, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında teslim edilmesi suretiyle gerçekleştirilir,
g) Gün öncesi planlamada sonuçlandırılan her bir işlemde Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır.
Gün öncesi planlama süreci
MADDE 36 – (1) Gün öncesi planlama, günlük olarak yürütülür ve aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Her gün saat 11:30 itibarı ile, Sistem İşletmecisi tarafından, bir sonraki güne ait talep tahmini, PYS aracılığıyla duyurulur.
b) Her gün saat 11:30’a kadar, Sistem İşletmecisi tarafından, bir sonraki güne ait kuvvetle muhtemel sistem kısıtları PYS’nin gün öncesi planlama modülüne girilir.
c) Her gün saat 11:30’a kadar, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları tarafından, ilgili her bir dengeleme birimi için denge sorumlulukları doğrultusunda belirlenen GÜP’ler ve gün öncesi sistem satış, sistem alış teklifleri, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
ç) Her gün saat 11:30’a kadar, tüm piyasa katılımcıları tarafından, her bir piyasa katılımcısının adına kayıtlı tüketim birimleri için takip eden günün her bir saati için toplam tüketim tahminleri PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
d) Her gün saat 11:30-13:00 arasında;
1) Piyasa İşletmecisi, bir sonraki güne ait her bir saat için, öngörülen saatlik talebi dengeleyecek kısıtsız üretim/tüketim programını PYS’nin gün öncesi planlama modülü aracılığıyla oluşturur,
2) Piyasa İşletmecisi, kısıtsız üretim/tüketim programının oluşturulması için kullanılan saatlik, blok ve esnek tekliflere ilişkin fiyatları dikkate alarak, bir sonraki günün her bir saati için, gün öncesi planlama kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını PYS’nin gün öncesi planlama modülü aracılığıyla belirler,
3) Piyasa İşletmecisi gün öncesi sistem satış, sistem alış tekliflerini Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi planlama modülüne girilmiş olan sistem kısıtlarını da dikkate alarak gün öncesi planlama modülü aracılığıyla değerlendirir. Piyasa İşletmecisi kabul edilmiş olan tüm tekliflere ilişkin gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış, sistem alış talimatlarını PYS aracılığıyla oluşturur ve talimatları ilgili piyasa katılımcılarına bildirir. Piyasa İşletmecisi, PYS aracılığıyla Sistem Gün Öncesi Fiyatı ile sistem alış ve satış talimatlarının belirlenmesinde; Kurum tarafından Başkan oluru ile yayınlanan Gün Öncesi Planlamada Sistem Marjinal Fiyatının Belirlenmesi ile Sistem Satış ve Sistem Alış Talimatlarının Oluşmasına İlişkin Metodoloji’yi esas alır.
e) Her gün saat 13:00-13:30 arasında; gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış, sistem alış talimatlarının, ilgili sistem satış, sistem alış teklifleri ile tutarlı olup olmadıklarını kontrol ederek tutarlı olmayan talimatlar ile ilgili olarak Piyasa İşletmecisine itirazda bulunabilirler.
f) Her gün saat 13:30-14:00 arasında; Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek gerekirse gün öncesi planlama kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını yeniden belirler, ilgili piyasa katılımcılarına kabul edilmiş olan tüm tekliflere ilişkin gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış, sistem alış talimatlarını bildirir ve gün öncesi planlama kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını yayımlar. Herhangi bir itiraz olmaması durumunda, daha önce hesaplanmış olan sistem marjinal fiyatları Piyasa İşletmecisi tarafından hiçbir suretle değiştirilemez.
g) Her gün saat 14:00’a kadar Piyasa işletmecisi tüm sistem için gün öncesi programını sonuçlandırır.
Sistem İşletmecisi tarafından talep tahmininin bildirilmesi
MADDE 37 – (1) Sistem İşletmecisi tarafından, her gün saat 11:30’a kadar, bir sonraki güne ait talep tahmini, PYS aracılığıyla yayımlanır.
(2) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmini; duyurunun yapıldığı günü takip eden gün saat 00:00’dan başlayarak, saat 24:00’e kadar olan dönemdeki her bir saat içerisinde, sistemdeki tüm üretim tesisleri tarafından karşılanacak toplam talep (MWh) bilgisini içerir.
(3) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmininin, var olan imkanlar dahilinde en güncel verilere dayanılarak hazırlanmış olması esastır.
GÜP’lerin ve tüketim tahminlerinin yapısı, içeriği ve bildirilmesi
MADDE 38 – (1) GÜP, kapsadığı zaman dilimi içerisinde her bir saat için, MWh cinsinden, bir üretim tesisi tarafından gerçekleştirilmesi planlanan saatlik toplam aktif elektrik enerjisi üretim ya da bir tüketim birimi tarafından gerçekleştirilmesi planlanan saatlik toplam aktif elektrik enerjisi tüketim miktarı bilgilerinden oluşur ve bildirimin yapıldığı günü takip eden gün 00:00 ile 24:00 saatleri arasındaki dönemi kapsar. Gün öncesi planlama kapsamında verilen GÜP’ler uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.
(2) Üretim tesisi niteliğinde olan tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, GÜP bildirimi yapmakla yükümlüdür.
(3) Gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin, ilgili dengeleme birimi bazında belirlenen GÜP’ler her gün saat 11:30’a kadar, 48 inci madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak PYS aracılığıyla, Piyasa İşletmecisine bildirilir. GÜP’lerin belirtilen zamana kadar bildirilmemesi durumunda, bir önceki güne ait GÜP’ler geçerli olur.
(4) GÜP vermekle yükümlü olan ancak dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine ilişkin, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi bazındaki GÜP’ler, her gün saat 11:30’a kadar PYS aracılığıyla bildirilir. Dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine ilişkin yapılan GÜP bildirimlerinin, ilgili piyasa katılımcısının kendi yükümlüklerini karşılanmasından sonra arta kalan kısmı, Piyasa İşletmecisi ile yapılmış bir ikili anlaşma olarak değerlendirilir. PYS’ye erişimi olmayan piyasa katılımcıları GÜP’lerini saat 10:00’a kadar üretim tesisinin bağlı olduğu BYTM’ye bildirir. Bu durumda, BYTM’ler kendilerine bildirilen GÜP’leri, PYS’ye girerler. GÜP’lerin belirtilen zamana kadar bildirilmemesi durumunda, peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden iş günleri ve tatil günlerine ilişkin olarak, günlerin sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan en son güne ilişkin olarak girilen GÜP söz konusu gün için de geçerli kabul edilir.
(5) Tüketim tahminleri, piyasa katılımcılarının kendi adlarına kayıtlı ancak dengeleme birimi olmayan tüketim tesisleri vasıtasıyla tüketmeyi öngördükleri, bir gün sonrasına ilişkin saatlik MWh cinsinden tahmin edilen tüketim bilgisinden oluşur. Tüketim tahminleri tüm piyasa katılımcıları tarafından her gün saat 11:30’a kadar, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir. Bir piyasa katılımcısı tarafından ilgili güne ilişkin bir tüketim tahmini bildirimi yapılmaması durumunda, peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden iş günleri ve tatil günlerine ilişkin olarak, günlerin sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan en son güne ilişkin olarak girilen tüketim tahmini söz konusu gün için de geçerli kabul edilir.
(6) Piyasa katılımcılarının ilgili üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini, herhangi bir talimat almadığı sürece, GÜP’lerinde ve tüketim tahminlerinde belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır.
Gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış, sistem alış teklifleri
MADDE 39 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi planlama kapsamında saatlik ve/veya blok ve/veya esnek sistem satış teklifleri ile saatlik ve/veya blok sistem alış teklifleri sunabilirler. Gün öncesi planlama kapsamında verilen tüm sistem satış, sistem alış teklifleri uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.
(2) Herhangi bir saat için gün öncesi planlama kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin sistem satış yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır. Aynı şekilde, herhangi bir saat için bir gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimine ilişkin sistem alış yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır.
(3) Gün öncesi planlama kapsamında sunulan sistem satış, sistem alış teklifleri farklı saatler için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Bildirilen tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir. Bildirilen tüm sistem satış ve sistem alış teklif miktarları 1 MWh ve katları cinsinden ifade edilir.
(4) Gün öncesi planlama kapsamında sunulan sistem satış, sistem alış teklifleri en az aşağıdaki bilgileri içerir;
a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi planlamaya katılım kodu,
b) Teklifin geçerli olduğu gün,
c) Esnek teklifler dışında, teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,
ç) Teklif tipi,
d) Fiyat ve miktar bilgisi.
(5) Gün öncesi planlama kapsamında sunulan tüm sistem satış, sistem alış tekliflerinin yapısı ve hangi bilgileri içermesi gerektiği Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa Yönetim Sistemi (PYS) aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.
Saatlik satış ve alış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 40 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, bir gün sonrası için, saatlik olarak gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimleri bazında gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin saatlik satış ve alış tekliflerini; teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, bir sonraki günün her saati için, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.
(2) Saatlik satış teklifleri, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, bir sonraki günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için GÜP’üne, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre yapmayı teklif ettiği üretim artış ya da tüketim azalmasının MWh cinsinden miktarını ve bu üretim artışı ya da tüketim azalması için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(3) Saatlik alış teklifleri, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, bir sonraki günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için GÜP’üne, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artışının MWh cinsinden miktarını ve bu üretim azalması ya da tüketim artışı için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(4) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları satış ve alış yönünde ayrı ayrı olmak üzere 15 miktar seviyesinde saatlik satış ve alış teklifi bildirebilirler. Hidroelektrik santraller hariç olmak üzere, saatlik satış ve alış teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar satış ve alış yönünde ayrı ayrı olmak ve tüm miktar seviyeleri için tek bir fiyat olmak üzere piyasa katılımcısı tarafından bildirilir. Hidroelektrik santraller her bir miktar seviyesi için ayrı teklif fiyatı bildirebilirler. Bildirilen tüm saatlik satış ve alış teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar en az sıfıra eşit ya da sıfırdan büyüktür ve yüzde birlik hassasiyete sahiptir. Tüm saatlik satış teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından yüksek ya da eşit olacak şekilde bildirilir. Aynı şekilde, tüm saatlik alış teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından küçük ya da eşit olacak şekilde bildirilir.
(5) Peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden iş günlerine ilişkin; gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, aynı saate denk gelen saatlik satış teklif fiyatlarından ikinci güne ilişkin saatlik satış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin saatlik satış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasını en fazla %10 oranında aşabilir. Aynı şekilde, ilgili dengeleme birimi bazında, ikinci güne ilişkin saatlik alış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin aynı saate denk gelen saatlik alış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasından en fazla %10 oranında düşük olabilir. Resmi tatil günleri ile resmi tatil öncesi veya sonrasındaki idari tatil günleri bu kapsamın dışında olup bu tür günlerde teklif fiyatları üzerinde %10 sınırlaması uygulanmaz.
(6) Bir saate ilişkin saatlik satış teklif miktarlarının toplamının, ilgili dengeleme biriminin takip eden saat içerisinde GÜP değerini gerçekleştirebilmesini sağlayacak şekilde, o saat içinde gerçekleştirebileceği üretim artışı ya da tüketim azalması dikkate alınarak belirlenmesi esastır. Aynı şekilde, bir saate ilişkin saatlik alış teklif miktarlarının toplamının, ilgili dengeleme biriminin takip eden saat içerisinde GÜP değerini gerçekleştirebilmesini sağlayacak şekilde, o saat içinde gerçekleştirebileceği üretim azalması ya da tüketim artışı dikkate alınarak belirlenmesi esastır.
(7) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi planlama kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin saatlik tekliflerinin, ilgili dengeleme birimine ilişkin teknik sebeplere dayalı olarak, ancak tamamının kabul edilebileceği şartını taşımasını tercih ederlerse, tekliflerinin kısmi kabul edilemeyeceğini belirtebilirler. Kısmi kabul edilemeyen tekliflere ilişkin oluşturulan talimatların ilgili teklif miktarının tamamını kapsaması esastır.
Blok satış ve alış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 41 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, bir gün sonrası için, birden fazla ardışık saat için geçerli olmak üzere, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin blok satış ve alış tekliflerini, teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.
(2) Blok satış teklifi, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, ilgili dengeleme birimi bazında, belirli bir zaman aralığı için yapmayı teklif ettiği sabit miktarlı üretim artışı ya da tüketim azalmasının saatlik MWh cinsinden miktarını ve blok teklifin kapsadığı tüm zaman aralığı için geçerli olmak üzere bu artış ya da azalma için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(3) Blok alış teklifi, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, ilgili dengeleme birimi bazında, belirli bir zaman aralığı için yapmayı teklif ettiği sabit miktarlı üretim azalması ya da tüketim artışının saatlik MWh cinsinden miktarını ve blok teklifin kapsadığı tüm zaman aralığı için geçerli olmak üzere bu azalma ya da artış için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(4) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarının teklif verebilecekleri bloklar, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenip, Piyasa İşletmecisi tarafından uygulanır. Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla kendi blok tekliflerini tanımlama hakkı verilebilir, ancak bu şekilde tanımlanacak olan blok tekliflerin en az 4 saatlik bir zaman dilimini kapsaması ve gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında bir gün için toplam 5 adedi aşmaması esastır. Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları gün öncesi planlama kapsamındaki her bir dengeleme birimi için bir günde toplam en fazla 25 adet blok teklif girebilirler.
(5) Peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden iş günlerine ilişkin, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, aynı saate denk gelen blok satış teklif fiyatlarından ikinci güne ilişkin blok satış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, birinci güne ilişkin blok satış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasını en fazla %10 oranında aşabilir. Aynı şekilde, ilgili dengeleme birimi bazında, aynı saate denk gelen blok alış teklif fiyatlarından ikinci güne ilişkin blok alış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin blok alış teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasından en fazla %10 oranında düşük olabilir. Resmi tatil günleri ile resmi tatil öncesi veya sonrasındaki idari tatil günleri bu kapsamın dışında olup bu tür günlerde teklif fiyatları üzerinde %10 sınırlaması uygulanmaz.
(6) Her bir blok teklif ya kapsadığı tüm zaman dilimi için kabul edilir ya da hiç kabul edilmez. Blok teklifler kapsadıkları zaman diliminden daha kısa bir zaman dilimi için kabul edilmezler.
(7) Gün öncesi planlamaya sunulan blok teklifler, kapsadıkları zaman diliminin tamamı için mümkün olan en düşük sistem marjinal fiyatları elde edilecek şekilde gün öncesi planlama modülü aracılığıyla değerlendirilir. Bir dengeleme birimine ilişkin tüm blok satış, alış teklifleri birbirinden bağımsız olarak değerlendirilir.
Esnek satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 42 – (1) Esnek yük alma teklifleri, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, saatlik satış ve alış tekliflerinden ayrı olmak üzere, saatlik satış teklif miktarı ve satış teklif fiyatından oluşan satış teklifleridir. Esnek satış teklifleri belirli bir saat ile ilişkili değildir. Esnek satış tekliflerinin değerlendirilmesi, ilgili esnek satış teklif fiyatından büyük ya da eşit olacak şekilde, teklifin gün öncesi planlama kapsamındaki en yüksek sistem marjinal fiyatının geçerli olduğu saatte kabul edilmesi esasına dayanır.
(2) Peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden iş günlerine ilişkin, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, ikinci güne ilişkin esnek satış teklif fiyatları, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin esnek satış teklif fiyatlarını en fazla %10 oranında aşabilir. Resmi tatil günleri ile resmi tatil öncesi veya sonrasındaki idari tatil günleri bu kapsamın dışında olup bu tür günlerde teklif fiyatları üzerinde %10 sınırlaması uygulanmaz.
Sistem satış ve sistem alış tekliflerinin bildirilmesi
MADDE 43 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları tarafından, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında belirlenen sistem satış, sistem alış teklifleri her gün saat 11:30’a kadar, 48 inci madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilirler. Sistem satış ve sistem alış tekliflerinin belirtilen zamana kadar bildirilmemesi durumunda,
a) Katılımcı ilgili dengeleme birimine ilişkin GÜP bildirmemiş ise peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden iş günleri ve tatil günlerine ilişkin olarak, günlerin sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan bir önceki güne ait sistem satış ve sistem alış teklifleri geçerli olur.
b) Katılımcı tarafından GÜP girişi yapıldığı takdirde ilgili gün için sistem alış ve satış teklifi yok sayılacaktır.
Sistem satış ve sistem alış tekliflerinin değerlendirilmesi
MADDE 44 – (1) Gün öncesi planlama faaliyetleri kapsamında Piyasa İşletmecisi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından sunulan GÜP’ler ile, piyasa katılımcıları tarafından bildirilen tüketim tahminlerini dengelemek üzere, gün öncesi planlama için sunulmuş olan sistem satış, sistem alış tekliflerini öncelikle sistem ve gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin kısıtları dikkate almaksızın gün öncesi planlama modülü aracılığıyla değerlendirerek gün öncesi kısıtsız üretim/tüketim programını oluşturur. Kısıtsız üretim/tüketim programının oluşturulması için kullanılan teklif fiyatları dikkate alınarak gün öncesi planlama modülü aracılığıyla Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi planlama kapsamında sistem marjinal fiyatları belirlenir. Herhangi bir saat için kısıtsız üretim/tüketim programının oluşturulmasında sadece blok tekliflerin kullanılması durumunda, sistem marjinal fiyatlarının belirlenmesinde blok teklif fiyatları dikkate alınır.
(2) Sistem İşletmecisi;
a) iletim sistemi kısıtlarını,
b) gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin teknik kısıtları,
c) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterleri,
dikkate alarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğünü tehlikeye düşürmesi kuvvetle muhtemel kısıtları belirleyerek saat 11:30’a kadar gün öncesi planlama modülüne girer. Gün öncesi planlama modülüne girilen kısıtlar ertesi gün saat 17:00 itibarı ile, nedenleri ile birlikte Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.
(3) Gün öncesi sistem satış, sistem alış teklifleri, gün öncesi planlama modülüne girilmiş olan kısıtlar dikkate alınarak, dengeleme maliyetleri en aza indirilecek şekilde gün öncesi planlama modülü aracılığıyla yeniden değerlendirilir ve tüm sistem için gün öncesi programı oluşturulur.
(4) Gün öncesi programının oluşturulması için kabul edilmiş olan tüm tekliflere ilişkin gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış, sistem alış talimatları ve piyasa katılımcılarının tüketim tahminlerine göre bir sonraki güne ilişkin öngörülen dengesizliklerinin giderilmesine yönelik belirlenen saatlik enerji alış, satış miktarları PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir.
(5) Bu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen şekilde Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi planlama modülüne girilen kısıtlar sebebiyle verilen sistem satış, sistem alış talimat miktarları, Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.
(6) Arz ve talep eğrilerinin kesişmemesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, tüketim tahminlerinin güncellenmesi talebinde bulunabilir ya da tüketim tahmininin tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yoluna gidilmesi yollarından birini ya da her ikisini birden uygulayabilir. Tüketim tahmininin güncellenmesi durumunda, işlemlerin gerçekleştirileceği zaman planı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur. Kesişim elde edilene kadar, tüketim tahmininin tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yoluna gidilmesi durumunda, azaltılan talep miktarı Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen miktara ilişkin takip eden gün uygulanacak kesinti programı Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir ve uygulanır.
Gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış ve sistem alış talimatları
MADDE 45 – (1) Gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış, sistem alış talimatları ilgili saat ya da blok tekliflerin geçerli olduğu zaman dilimleri için ilgili dengeleme biriminin MWh bazında artırması ya da azaltması gereken ortalama üretim/tüketim miktarını belirtir. Gün öncesi planlama kapsamında verilen tüm sistem satış, sistem alış talimatları uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.
(2) Gün öncesi planlama kapsamında, bir dengeleme birimine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından oluşturulan sistem satış, sistem alış talimat miktarları, talimatın oluşturulması için kabul edilmiş olan ilgili sistem satış, sistem alış teklif miktarlarından büyük olamaz.
(3) Gün öncesi sistem satış, sistem alış talimatları Piyasa İşletmecisi tarafından her gün saat 13:00’a kadar ilgili gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına bildirilir.
Talimatlara itiraz edilmesi, itirazların değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 46 – (1) Gün öncesi planlama kapsamında, piyasa katılımcıları kendilerine bildirilen sistem satış, sistem alış talimatlarının, ilgili sistem satış, sistem alış teklifleri ile tutarlı olmaması durumunda, saat 13:00-13:30 arasında Piyasa İşletmecisine itirazda bulunabilirler.
(2) Yapılan itirazlar saat 14:00’a kadar Piyasa İşletmecisi tarafından değerlendirilir. İtirazın haklı bulunması durumunda, talimat miktarı, ilgili sistem satış, sistem alış teklifi ile tutarlı hale getirilecek şekilde düzeltilir. Düzeltilen talimatın gün öncesi planlama kapsamındaki diğer piyasa katılımcılarına bildirilmiş olan talimatları etkilemesi durumunda, ilgili saat için Piyasa İşletmecisi tarafından 44 üncü madde hükümleri doğrultusunda yeniden gün öncesi üretim/tüketim programı oluşturulur. Saat 14:00’a kadar, oluşturulan gün öncesi üretim/tüketim programı sonucunda güncellenmiş olan talimat bilgileri ilgili gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına bildirilir. Gün öncesi planlama faaliyetinin sona ermesinden sonra gün öncesi planlama kapsamında verilmiş olan sistem satış, sistem alış talimatlarında herhangi bir değişiklik yapılamaz.
(3) Bir dengeleme birimi için dengeleme güç piyasası kapsamında bildirilecek olan KGÜP, ilgili dengeleme birimi için gün öncesi planlama kapsamında bildirilmiş olan GÜP’ü ve gün öncesi planlama kapsamında verilmiş olan sistem satış, sistem alış talimatları dikkate alınarak oluşturulur.
Gün öncesi planlama kapsamındaki sistem satış ve sistem alış talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar
MADDE 47 – (1) Gün öncesi planlama kapsamında, Piyasa İşletmecisi tarafından kısıtsız üretim/tüketim programının oluşturulması için kabul edilmiş ve gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına fiilen gönderilmiş olan talimatların etiket değeri 0, diğer tüm talimatların etiket değeri 1 olarak, 44 üncü maddede belirtilen yöntem dikkate alınarak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir.
Gün öncesi planlama kapsamındaki bildirimler
MADDE 48 – (1) Gün öncesi planlama kapsamında,
a) ilgili piyasa katılımcıları tarafından GÜP’lerin ve tüketim tahminlerinin bildirilmesi,
b) piyasa katılımcıları tarafından sistem satış, sistem alış tekliflerinin bildirilmesi,
c) Sistem İşletmecisi tarafından bir sonraki güne ait talep tahmininin duyurulması,
ç) Piyasa İşletmecisi tarafından oluşturulmuş olan tüm talimatların ve enerji alış, satış miktarlarının gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
d) yukarıda belirtilenler dışında Piyasa ve Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,
e) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler,
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, Piyasa veya Sistem İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.
(3) PYS’nin işler olmaması durumunda, gün öncesi planlama işlemlerinin yürütülmesinde 65 inci maddede ele alınan PYS arıza prosedürleri uygulanır.
İKİNCİ BÖLÜM
Gün Öncesi Piyasası
Gün öncesi piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 49 – (1) Gün öncesi piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;
a) Gün öncesi piyasası işlemleri günlük olarak, saatlik bazda gerçekleştirilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,
b) Gün öncesi piyasasında gerçekleşen işlemler ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık gelir,
c) Gün öncesi piyasasında kabul edilen alış-satış teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,
ç) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlemde Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır,
d) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
e) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında veya ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktasında teslim edilmesi suretiyle tamamlanır.
Gün öncesi piyasası süreci
MADDE 50 – (1) Gün öncesi piyasası günlük olarak yürütülür ve aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Birden fazla teklif bölgesinin bulunması durumunda, Piyasa İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenmiş olan bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerlerini piyasa katılımcılarına bildirir.
b) Her gün saat 11:30’a kadar, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasası tekliflerini PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilirler. Bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından 12:00’a kadar 57 nci madde hükümleri doğrultusunda değerlendirilerek teklif teyit ya da reddedilir.
c) Her gün saat 12:00-13:00 arasında Piyasa İşletmecisi, bir sonraki güne ait her bir saat ve her bir teklif bölgesi için, gün öncesi piyasası fiyatını hesaplar,
ç) Her gün saat 13:00’da; Piyasa İşletmecisi, her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasında gerçekleştirdiği alış-satış miktarlarını içeren ticari işlem onayını gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına PYS aracılığı ile bildirir,
d) Her gün saat 13:00-13:30 arasında; gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen ticari işlem onaylarını kontrol ederek, gerekli olduğu durumlarda ticari işlem onaylarına ilişkin itirazlarını Piyasa İşletmecisine bildirirler.
e) Her gün saat 13:30-14:00 arasında; Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek, ilgili piyasa katılımcılarına itirazlarının sonucunu bildirir.
Teklif bölgelerinin belirlenmesi ve duyurulması
MADDE 51 – (1) Sistem İşletmecisi, düzenli olarak, iletim sistemindeki uzun vadeli, büyük çaplı ve süreklilik arz eden olası kısıtları belirlemek üzere gerekli analiz ve çalışmaları gerçekleştirir. Bu analiz çerçevesinde, Sistem İşletmecisi, ulusal elektrik sistemini teklif bölgesi olarak adlandırılan alanlara ayırır.
(2) Sistem İşletmecisinin teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikleri, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslarda belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine bildirmesi esastır. Teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikler Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
Ticaret sınırlarının belirlenmesi ve duyurulması
MADDE 52 – (1) Sistem İşletmecisi ilgili mevzuat uyarınca her gün teklif bölgeleri arasındaki ticaret sınırlarını belirler. Ticaret sınırları dahilindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesini belirler ve Piyasa İşletmecisine bildirir. Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerleri Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
Gün öncesi piyasası teklifleri
MADDE 53 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi piyasası kapsamında saatlik ve/veya blok ve/veya esnek teklifler sunabilirler. Herhangi bir saat için gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin ilgili piyasa katılımcısı tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır.
(2) Gün öncesi piyasası teklifleri farklı saatler için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Bildirilen tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir. Bildirilen tüm teklif miktarları 0,1 MWh’e eşdeğer olan lotlar ve katları cinsinden ifade edilir.
(3) Gün öncesi piyasasında verilen teklifler en az aşağıdaki bilgileri içerir;
a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,
b) Teklifin geçerli olduğu gün,
c) Esnek teklifler dışında, teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) Teklif tipi,
e) Fiyat ve miktar bilgisi.
(4) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin yapısı ve hangi bilgileri içermesi gerektiği Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa Yönetim Sistemi (PYS) aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.
(5) Gün öncesi piyasası teklifleri, sadece, ilgili piyasa katılımcısının üretim ya da tüketim yaptığı ya da uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin bulunduğu teklif bölgeleri için verilebilir.
(6) Gün öncesi piyasasına teklifler “Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar” ile “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca verilir.
Gün öncesi piyasasında fark tutarı
MADDE 53/A – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında yuvarlama, blok ve esnek teklifler sebebiyle oluşan günlük sistem alış tutarı ve sistem satış tutarı arasındaki farkın finanse edilmesi amacıyla, gün öncesi piyasası katılımcılarından fark tutarı alınır.
(2) Piyasa İşletmecisi fark tutarının uygulanmasına ilişkin esasların belirlenmesi için Fark Tutarı Prosedürünü hazırlar, Kuruma sunar ve internet sitesinde yayımlar. Fark Tutarı Prosedürü için Kurul onayı şartı aranmaz ancak Piyasa İşletmecisi Kurum tarafından herhangi bir zamanda gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendine tanınan süre içerisinde tamamlar.
Saatlik alış-satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 54
Blok alış satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 55
Esnek satış tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 56
Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirilmesi ve teyit edilmesi
MADDE 57 – (1) Herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası tekliflerinin bildiriminin yapılabileceği, ilgili günün 5 gün öncesinden başlayarak, bir önceki gün saat 11:30’a kadar süren zaman dilimine teklif bildirim süresi adı verilir. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası teklifleri, teklif bildirim süresi içinde, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(2) Tekliflerin, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından belirtilen teklif bildirim süresi içerisinde, 66 ncı madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(3) Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirimi, tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması ile gerçekleştirilir. Tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması asgari olarak teklife bir kayıt numarası verilmesi ve teklifin PYS’ye giriliş zamanının saat, dakika, saniye olarak kaydedilmesi suretiyle gerçekleştirilir. PYS’ye kaydı tamamlanan gün öncesi piyasası teklifleri, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, sadece kendi teklifleri ile sınırlı olmak üzere, PYS aracılığıyla görüntülenebilir.
(4) PYS aracılığıyla bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ya da Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen; her bir piyasa katılımcısı tarafından gün öncesi piyasasına teklif edilebilecek toplam alış ya da satış miktarı sınırlarının aşılıp aşılmadığının tespit edilmesi amacıyla kontrol edilir. Belirtilen kriterleri sağlayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından teyit edilirler. Teyit edilen gün öncesi piyasası teklifleri geçerlilik kazanır. Belirtilen kriterleri sağlamayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından gerekçesi belirtilerek reddedilir ve gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında dikkate alınmaz. Bu şekilde Piyasa İşletmecisi tarafından reddedilen bir gün öncesi piyasası teklifi ilgili piyasa katılımcısı tarafından teklif bildirim süresi içerisinde, belirtilen kriterleri sağlayacak şekilde düzeltilerek yeniden bildirilebilir.
(5) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısı tarafından bildirimi yapılmış ya da teyit edilerek geçerlilik kazanmış olan bir gün öncesi piyasası teklifi, ilgili piyasa katılımcısı tarafından, teklif bildirim süresi dahilinde yeni bir teklif ile değiştirilebilir. Değişiklik yapılan her bir teklifin bu maddenin dördüncü fıkrasında belirtilen kriterler doğrultusunda kontrol edilerek yeniden teyit edilmesi esastır. Teyit edilmiş olan herhangi bir gün öncesi piyasası teklifi, teyit edilmiş olan yeni bir teklif ile değiştirilmediği sürece geçerliliğini sürdürür. Bir gün öncesi piyasası teklifinde yapılan her bir değişikliğe ilişkin kayıtlar PYS’de saklanır.
Gün öncesi piyasasında fiyat belirleme süreci
MADDE 58 – (1) Gün öncesi piyasasında gün öncesi fiyatlarının belirlenmesi süreci günlük olarak, her gün saat 12:00-13:00 arasında, ilgili günün her bir saati için yürütülür ve aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) Tüm teklif bölgeleri için sunulmuş olan gün öncesi piyasası teklifleri dikkate alınarak, bölgeler arasındaki iletim kısıtları dikkate alınmaksızın, ilgili günün her bir saati için tek bir KPTF hesaplanır.
b) Her bir teklif bölgesi için KPTF seviyesinde gerçekleşen alış-satış miktarları ve birbiri arasında iletim kısıtı olan hatlarla bağlı her iki teklif bölgesi için bölgeler arası öngörülen enerji akış miktarları tespit edilir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşit olduğu durumda ilgili teklif bölgeleri için KPTF, NPTF olarak belirlenir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesini aştığının tespit edilmesi durumunda, bölgeler arası iletim kısıtlarını giderecek şekilde her bir teklif bölgesi ve her bir saat için ayrı NPTF’ler belirlenir.
c) Belirlenen NPTF seviyesinde her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası kapsamında gerçekleştirdiği alış ya da satış miktarı belirlenerek piyasa katılımcılarına ticari işlem onayıyla bildirilir.
Gün öncesi piyasasında eşleştirme ve KPTF’nin belirlenmesi
MADDE 59 – (1) Tüm teklif bölgeleri için, Kurul tarafından onaylanan Gün Öncesi Piyasası Tekliflerinin Yapısı ve Tekliflerin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar çerçevesinde KPTF ve eşleşme miktarları belirlenir.
Gün öncesi piyasasında kısıt giderme süreci ve NPTF’lerin belirlenmesi
MADDE 60 – (1) KPTF’lerin belirlenmesinin ardından Piyasa İşletmecisi her bir teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarlarını hesaplar. Alış ve satış miktarları, ilgili teklif bölgesi için verilen saatlik alış-satış tekliflerinde fiyatları KPTF’ye eşit fiyat-miktar ikililerindeki miktarlar ve kabul edilen blok ve esnek teklif miktarları dikkate alınarak hesaplanır.
(2) İlgili teklif bölgesi için KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki fark, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşitse ilgili teklif bölgesi için NPTF, KPTF’ye eşit olarak belirlenir.
(3) Birden fazla teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki farkın, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden büyük olması durumunda, iletim kısıtları gözetilerek NPTF’ler belirlenir.
(4) Azami fiyat seviyesinde sunulan talepten daha az arz olduğu durumlarda, Piyasa İşletmecisi, azami fiyat limitlerinin artırılarak gün öncesi piyasası tekliflerinin yeniden toplanması ve piyasa işlemlerinin yenilenmesi ya da bu kesişim elde edilene kadar, saatlik alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yollarından birini ya da her ikisini birden uygulayabilir. Asgari fiyat seviyesinde sunulan arzdan daha az talep olduğu durumlarda, Piyasa İşletmecisi asgari fiyat limitlerinin azaltılarak gün öncesi tekliflerinin yeniden toplanması ya da bu kesişim elde edilene kadar, saatlik satış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yollarından birini ya da her ikisini uygulayabilir. Gün öncesi piyasası işlemlerinin yenilenmesi durumunda, işlemlerin gerçekleştirileceği zaman planı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur. Kesişim elde edilene kadar, alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yoluna gidilmesi durumunda, azaltılan talep miktarı Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen miktara ilişkin takip eden gün uygulanacak kesinti programı Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir ve uygulanır.”
(5) Gün ışığından daha fazla yararlanılması amacıyla ileri saat uygulamasının yapıldığı günlerde, gün öncesi piyasası teklifleri 23 veya 25 saat için toplanır ve NPTF bu teklifler dikkate alınarak belirlenir.
Blok tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 61
Esnek satış tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 62
Ticari işlem onayı
MADDE 63 – (1) Piyasa İşletmecisi, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, onaylanmış alış-satış miktarlarını içerir ticari işlem onayı ile ilgili piyasa katılımcısına, kendisi için hesaplanan alış-satış miktarlarını bildirir.
(2) Ticari işlem onayı ilgili piyasa katılımcılarına saat 13:00’a kadar Piyasa İşletmecisi tarafından iletilir. Ticari işlem onayı en az şu bilgileri içerir:
a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,
b) Teklif geçerlilik tarihi,
c) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) İlgili piyasa katılımcısı tarafından alınıp satılan miktarlar,
e) Onaylanmış alış-satış fiyatı.
(3) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, bu bildirimlerin içeriğinde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için saat 13:30’a kadar süre tanınır. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazın haklı olması durumunda, Piyasa İşletmecisi alış-satış miktarlarını düzelterek, düzeltilmiş ticari işlem onayını saat 14:00’e kadar ilgili piyasa katılımcısına göndermekle yükümlüdür. 65 inci maddede belirlenen PYS arıza prosedürleri uyarınca ticari işlem onayının iletilmesinin gecikmesi durumunda, piyasa katılımcılarına, ticari işlem onayının Piyasa İşletmecisi tarafından gönderildiği zamandan başlamak üzere, 30 dakikalık itiraz süresi tanınır. Piyasa İşletmecisi, bu itirazın haklı olması durumunda, düzeltilmiş ticari işlem onayını 30 dakika içerisinde ilgili katılımcıya göndermekle yükümlüdür.
(4) Yapılan itiraz Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmadığı sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan ilgili piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanırlar.
(5) Ticari işlem onaylarının gecikmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, gerekli görmesi halinde, piyasa katılımcılarına duyurmak şartıyla, ticari işlem onayları ve itirazlar için farklı kurallar belirleyebilir.
Gün öncesi piyasası sonuçlarının sistem işletmecisine bildirilmesi
MADDE 64 – (1) Ticari işlem onayından sonra, Piyasa İşletmecisi, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen zaman çizelgesi dahilinde, ticari işlem onayları tamamlanmış gün öncesi piyasası sonuçlarını, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Sistem İşletmecisine PYS aracılığı ile sunar.
Gün öncesi piyasası kapsamında PYS arıza prosedürleri
MADDE 65 – (1) Piyasa İşletmecisinin gün öncesi piyasası faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım ya da diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini önleyecek nitelikte problemler oluşması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza prosedürleri uygulanır.
(2) PYS’nin beklenmedik şekilde arızalanması durumunda, Piyasa İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 66 ncı maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisinin PYS’nın arızalanması ve ilgili günün başlamasından önce gün öncesi piyasası işlemlerini tamamlayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait ticari işlem onaylarında yer alan değerler, arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Piyasa İşletmecisi ve gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.
(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Gün öncesi piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 66 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında,
a) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen teklif bölgelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
b) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen, gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
c) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi piyasası tekliflerinin Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,
ç) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından bildirilmiş olan gün öncesi piyasası tekliflerinin teyit ya da reddine ilişkin bilginin ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
d) teklif bölgeleri için belirlenmiş gün öncesi fiyatlarının piyasa katılımcılarına duyurulması,
e) Piyasa İşletmecisi tarafından ticari işlem onaylarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
f) ticari işlem onaylarına gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından yapılan itirazların Piyasa İşletmecisine ve sonuçlarının Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
g) gün öncesi piyasası sonuçlarına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
ğ) yukarıda belirtilenler dışında Piyasa ve Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,
h) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler Piyasa İşletmecisinin belirleyeceği ve piyasa katılımcılarına duyuracağı yöntem ile gerçekleştirilir. Belirlenen yöntem ile yapılan bildirimler Piyasa İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Gün İçi Piyasası
Gün içi piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 66/A – (1) Gün içi piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:
a) Gün içi piyasası işlemleri saatlik bazda gerçekleştirilir. Gün içi piyasası günü 00:00’da başlayıp ertesi gün 00:00’da sona erer,
b) Gün içi piyasasında eşleşen teklifler piyasa katılımcısı için ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli fiziksel elektrik arzı veya talebi yükümlülüğü doğurur,
c) Gün içi piyasasında dikkate alınan her bir teklifte Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır,
ç) Gün içi piyasasına kontrat bazlı sunulan her bir teklif, belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
d) Gün içi piyasasındaki işlemler gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar herhangi bir anda gerçekleşebilir,
e) Gün içi piyasasında eşleşmeler, tekliflerin teklif defterinde yer aldıktan hemen sonra eşleşebileceği ve ticari işlemin gerçekleşebileceği sürekli ticaret yöntemi ile gerçekleşir.
f) Gün içi piyasası kapı kapanış zamanı fiziksel teslimatın iki saat öncesidir. Piyasa İşletmecisi, en az bir ay öncesinden piyasa katılımcılarına ve Kuruma bildirmek koşuluyla gün içi piyasası kapı kapanış zamanını değiştirebilir.
Gün içi piyasası süreci
MADDE 66/B – (1) Gün içi piyasası sürekli olarak işletilir ve süreç aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Birden fazla teklif bölgesinin bulunması durumunda, gün öncesi piyasasında kullanılmamış ve gün içi piyasasında kullanılabilecek teklif bölgeleri arası iletim kapasitesi sistemde değerlendirilir.
b) Gün içi piyasası katılımcıları, bir sonraki gün için gün içi piyasası tekliflerini her gün saat 18:00’dan başlayarak gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
c) Gün içi piyasası teklifleri, eşleşmediği sürece ilgili piyasa katılımcısı tarafından ilgili kontratın geçerlik süresi dolana kadar güncellenebilir, iptal edilebilir veya askıya alınabilir. PYS, zaman bilgisini dikkate alarak teklife ilişkin yapılan son güncellemeyi esas alır.
ç) İlgili kontrat için sunulan satış teklifleri artan fiyata, alış teklifleri azalan fiyata göre PYS tarafından sıralanır. Aynı tipte ve aynı fiyata sahip tekliflerin olması durumunda, teklifler önce sunulma durumuna göre sıralanır.
d) Piyasa katılımcıları; teklif defterinde, alış veya satış yönünde, bir kontrata ilişkin en iyi fiyatlı tekliflerin toplam miktarını görebilir. Ayrıca aynı ekranda diğer tüm teklifler katılımcıları tarafından görülebilir.
e) Gün içi piyasası katılımcıları, tekliflerin eşleşmesini takiben kendilerine bildirilen ticari işlem onaylarını kontrol ederek 66/H maddesi uyarınca itirazlarını Piyasa İşletmecisine bildirir.
Gün içi piyasası teklifleri
MADDE 66/C – (1) Gün içi piyasasına saatlik veya blok kontratlar için teklif sunulabilir. Saatlik kontratlar için sunulan teklifler bölünebilir, blok kontratlar için sunulan teklifler ise bölünemez.
(2) Piyasa İşletmecisi, gün içi piyasası için yeni teklif tipleri tanımlayabilir.
(3) Gün içi piyasası teklifleri farklı kontratlar için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Tekliflerde fiyatlar için virgülden sonra iki haneli TL/MWh, miktarlar için kontrat adeti kullanılır. Daha iyi fiyat, satış tekliflerinde daha düşük fiyatı, alış tekliflerinde ise daha yüksek fiyatı ifade eder.
(4) Kontratlara verilen teklifler en az aşağıdaki bilgileri içerir:
a) Piyasa katılımcısının adı ve gün içi piyasasına katılım kodu,
b) Teklifin geçerli olduğu gün,
c) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimini tanımlayan kontrat,
ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
d) Teklif tipi,
e) Teklifin yönü (alış veya satış),
f) Fiyat ve miktar bilgisi,
g) Teklifin geçerlik süresi,
ğ) Piyasa İşletmecisi tarafından istenecek ve PYS aracılığı ile piyasa katılımcılarına duyurulacak diğer bilgiler.
(5) Katılımcılar, teklife ilişkin olarak bitiş zamanı belirleyebilir, tamamını eşle veya yok et seçeneğini ya da olanı eşle ve yok et seçeneğini kullanabilir. Tamamını eşle veya yok et seçeneğinin kullanılması durumunda teklif, teklif defterinde yer almadan, sunulduğu anda tamamen eşleşir veya yok edilir. Olanı eşle ve yok et seçeneğinin kullanılması durumunda teklif, teklif defterinde yer almadan, sunulduğu anda uygun olan mevcut tekliflerle eşleşir ve yok edilir. Katılımcıların, teklife ilişkin olarak bitiş zamanı belirlememesi, tamamını eşle veya yok et seçeneğini ya da olanı eşle ve yok et seçeneğini kullanmaması durumunda, teklifler ilgili kontratın kapı kapanış zamanına kadar geçerli olur.
(6) Gün içi piyasası teklifleri için fiyat alt limiti 0 TL/MWh’tir.
Saatlik tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 66/Ç– (1) Gün içi piyasası katılımcıları, geçerli olan saatlik kontratlar için tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Saatlik teklifler tamamen veya kısmen eşleşebilir.
(3) Saatlik alış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktarı aşmayacak miktardaki elektrik enerjisini satın almak için teklif ettiği maksimum fiyattır.
(4) Saatlik satış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktarı aşmayacak miktardaki elektrik enerjisini satmak için teklif ettiği minimum fiyattır.
Blok tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 66/D – (1) Gün içi piyasası katılımcıları, bir saati veya birden fazla ardışık saati kapsayan geçerli blok kontratlar için tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Blok alış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktardaki elektrik enerjisini satın almak için teklif ettiği maksimum fiyattır.
(3) Blok satış teklifindeki fiyat, piyasa katılımcısının teklifte belirttiği miktardaki elektrik enerjisini satmak için teklif ettiği minimum fiyattır.
(4) Gün içi piyasası katılımcıları, bir günün aynı veya farklı zaman dilimlerini kapsayan birden fazla blok kontrat için teklif verebilir, PYS aracılığıyla en az bir saatlik zaman dilimini kapsayacak şekilde kendi blok kontratlarını tanımlayabilir.
(5) Bir blok kontrata sunulan teklif kapsadığı zaman dilimi için ya tamamen eşleşir ya da hiç eşleşmez.
Gün içi piyasası tekliflerinin bildirilmesi
MADDE 66/E – (1) Gün içi piyasası katılımcıları, herhangi bir güne ilişkin tekliflerini, bir önceki gün saat 18:00’da başlayarak ilgili kontratın geçerlik süresi sona erene kadar PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirir.
(2) Gün içi piyasası tekliflerinin bildirimi, tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması ile gerçekleştirilir. Tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması asgari olarak teklife bir kayıt numarası verilmesi ve teklifin PYS’ye giriliş zamanının saat, dakika, saniye olarak kaydedilmesi suretiyle gerçekleştirilir. PYS’ye kaydı tamamlanan gün içi piyasası teklifleri, gün içi piyasası katılımcıları tarafından PYS aracılığıyla görülebilir.
(3) PYS’ye kaydı tamamlanan bir gün içi piyasası teklifi; eşleşmediği, yeni bir teklifle değiştirilmediği, iptal edilmediği veya askıya alınmadığı takdirde ilgili kontratın geçerli olduğu süre boyunca aktiftir.
Gün içi piyasasında tekliflerin eşleşmesi ve ticari işlem onayı
MADDE 66/F – (1) Piyasa katılımcılarının tüm teklif bölgeleri için gün içi piyasasına sundukları tekliflerin aktif olarak kaydedilmesini takiben ilgili teklif bölgesinde;
a) Aynı saatlik kontrat için eşit veya daha iyi fiyata sahip saatlik karşı tekliflerin olması durumunda:
1) Karşı teklif eşit miktarda ise tamamen eşleşme,
2) Karşı teklif eşit miktarlı değil ise eşleşme miktarı en düşük miktarlı teklifin miktarına eşit olacak şekilde kısmen eşleşme,
b) Aynı blok kontrat için eşit miktarlı ve eşit veya daha iyi fiyata sahip karşı tekliflerin olması durumunda tamamen eşleşme
gerçekleştirilir. Gerçekleşen işlemin fiyatı, teklif defterine önce girilen teklifin fiyatıdır.
(2) Saatlik kontratlar ile blok kontratlar ayrı teklif defterlerinde tutulur ve blok kontratlara sunulan teklifler, saatlik kontratlara sunulan tekliflerle eşleşmez.
(3) Eşleşen teklifler en iyi fiyatlı teklif sırasından çıkarılır ve Piyasa İşletmecisi, ilgili piyasa katılımcılarına ticari işlem onaylarını PYS üzerinden bildirir. Kısmen eşleşme olması durumunda, eşleşmemiş kalan miktar, teklif geçerli olduğu sürece teklif defterindeki yerini korur ve sonrasında eşleşme imkanı bulabilir.
(4) Piyasa katılımcıları, ticari işlem onayının gerçekleşmesinden sonra PYS üzerinden eşleşme işlemlerini eşleşmenin karşı taraflarına ilişkin bilgi olmaksızın görebilir. Ticari işlem onayı en az şu bilgileri içerir:
a) Teklifin geçerli olduğu gün,
b) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,
c) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,
ç) Piyasa katılımcısı tarafından alınıp satılan miktarlar,
d) Fiyat.
Gün içi piyasası kapsamında PYS arıza ve bakım prosedürleri
MADDE 66/G – (1) Piyasa İşletmecisinin piyasa faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini engelleyecek nitelikte problemler oluşması, PYS’de bakım yapılması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza ve bakım prosedürleri uygulanır.
(2) Piyasa İşletmecisi; PYS’nin arızalanması, PYS’de bakım yapılması veya bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan sürede tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün içi piyasası katılımcılarına duyurulur. PYS bakım zamanları başlama ve sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün içi piyasası katılımcılarına duyurulur.
(3) Piyasa İşletmecisi ve her bir gün içi piyasası katılımcısı, PYS arıza veya bakım prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişi belirler ve bu kişinin iletişim bilgilerini birbirine sağlar.
(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Gün içi piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 66/Ğ – (1) Gün içi piyasası kapsamında;
a) Gün içi piyasası katılımcıları tarafından tekliflerin Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,
b) Piyasa İşletmecisi tarafından ticari işlem onaylarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
c) Ticari işlem onaylarına gün içi piyasası katılımcıları tarafından yapılan itirazların Piyasa İşletmecisine ve sonuçlarının Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
ç) Gün içi piyasası sonuçlarına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
d) Gün içi piyasası sonuçlarına ilişkin olarak piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,
e) Yukarıda belirtilenler dahil ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişebilmek için gerekli önlemleri alır.
Gün içi piyasasında itiraz süreci
MADDE 66/H – (1) Gün içi piyasası katılımcılarına, ticari işlem onaylarına ilişkin bildirimlerde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için bildirimden sonra 15 dakika süre tanınır. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazın haklı olması durumunda, Piyasa İşletmecisi alış satış miktarlarını düzelterek, düzeltilmiş ticari işlem onayını itiraz yapıldıktan sonraki 20 dakika içerisinde ilgili piyasa katılımcılarına gönderir.
(2) 66/G maddesinde belirlenen PYS arıza prosedürleri uyarınca itiraz imkanı bulamayan piyasa katılımcılarına, arızanın giderilmesinden sonra başlamak üzere Piyasa İşletmecisi tarafından 15 dakikalık itiraz süresi tanınır. Piyasa İşletmecisi, bu itirazın haklı olması durumunda, düzeltilmiş ticari işlem onayını 30 dakika içerisinde ilgili katılımcıya gönderir.
(3) Yapılan itiraz, Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmadığı sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanır.
(4) Bir kontrata ilişkin birden çok sayıda itiraz olması durumunda, Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek gerek görürse ilgili kontratı askıya alır ve piyasa katılımcılarına gerekli duyuruyu yapar.
(5) Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmayan itiraz başına 200 TL ücret, katılımcının gün içi piyasası işletim ücretine ilave edilir. İtirazlar neticesinde toplanan ücret, gün içi piyasası işletim ücreti değişken payından düşülür.
BEŞİNCİ KISIM
Dengeleme Güç Piyasasına İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Güç Piyasası
Dengeleme güç piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar
MADDE 67 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;
a) Dengeleme güç piyasası teklifleri günlük olarak, saatlik bazda verilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,
b) Dengeleme güç piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir dengeleme birimi, belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,
c) Dengeleme güç piyasasına sunulan tekliflerde, sunulan teklifin yapısı ile uyumlu olacak şekilde, ilgili dengeleme birimine ait teknik olarak gerçekleştirebilecek tüm kapasitenin teklif edilmesi esastır. Dengeleme güç piyasasına teklif verme aşamasından önce Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında sağlanması zorunlu olan primer frekans kontrolü rezerv miktarına karşılık gelen kapasite bu kapasitenin haricindedir. Hidrolik üretim tesisleri teklif edebilecekleri kapasiteyi belirlerken su kullanımı ve rezerv yönetimine ilişkin kısıtları dikkate alabilirler,
ç) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatların başlangıç ve bitiş zamanları arasında sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık geldiği varsayılır,
d) Dengeleme güç piyasasında kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,
e) Dengeleme güç piyasası talimatları Dengeleme Güç Piyasasının kapsamında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının ve yük alma yük atma teklif bildiriminin sona ermesinden itibaren ilgili günün sonuna kadar herhangi bir anda verilebilir,
f) Dengeleme güç piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, ilgili talimat süresince, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında teslim edilmesi suretiyle gerçekleştirilir.
Dengeleme güç piyasası süreci
MADDE 68 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin süreç, her gün saat 14:00 itibariyle gün öncesi dengelemenin tamamlanması ile başlar ve aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde günlük olarak yürütülür;
a) Her gün saat 16:00’a kadar, dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısı, kendi adına kayıtlı üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma, yük atma tekliflerini PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirir.
b) Her gün saat 17:00’a kadar, Sistem İşletmecisi yapılan kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı bildirimlerini ve yük alma, yük atma tekliflerini kontrol ederek bildirimlerde maddi hata olup olmadığını tespit eder. Sistem İşletmecisi hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçerek saat 17:00’a kadar gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.
c) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi ve her bir saat için fiyat sırasına dizilir.
ç) Her gün saat 17:00’den itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin talimatlar ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Talimatların sona ermesi ile ilgili bildirimler ilgili piyasa katılımcılarına yapılır.
d) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan talimatlar, dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 kodu ile etiketlenir. Piyasa İşletmecisi, PYS aracılığıyla Sistem Marjinal Fiyatı ile yük alma ve yük atma talimatlarının belirlenmesinde; Kurum tarafından Başkan oluru ile yayımlanan Dengeleme Güç Piyasası Kapsamında Etiket Değerlerinin Belirlenmesi ve Sistem Marjinal Fiyatının Hesaplanması Prosedürünü esas alır.
e) Her bir saate ilişkin dengeleme güç piyasasında belirlenen sistem marjinal fiyatları, Sistem İşletmecisi tarafından ilgili saati takip eden dört saat içinde belirlenerek piyasa katılımcılarına duyurulur.
Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarının bildirilmesi
MADDE 69 – (1) Her bir piyasa katılımcısının, denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerine ve gün öncesi dengeleme sonucuna bağlı olarak bir sonraki gün için saatlik olarak gerçekleştirmesi öngörülen üretim ya da tüketim değerlerine ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve emre amade kapasiteleri her gün saat 16:00’a kadar Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen KGÜP’ler en geç gün içi piyasasının kapı kapanış zamanını takip eden yarım saat sonrasına kadar ilgili piyasa katılımcısı tarafından güncellenebilir. Dengeleme biriminin sisteme bağlantısının kısıt kayıtlı bağlantı niteliği taşıması halinde emre amade kapasite, sistem işletmecisi tarafından belirlenen teknik olarak gerçekleştirilebilecek azami kapasite ile sınırlandırılır. PYS’ye erişimi olmayan piyasa katılımcıları emre amade kapasiteleri ve Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını saat 15:00’a kadar üretim tesisinin bağlı olduğu BYTM’ye bildirir. Bu durumda, BYTM’ler kendilerine bildirilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini PYS’ye girerler. BYTM’ler kendi bölgeleri içindeki üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini her gün saat 16:00’a kadar PYS’ye girilmesini takip etmek ve piyasa katılımcısının PYS’ye girişini zamanında tamamlamasını sağlamakla sorumludurlar.
(2) Üretim tesisi niteliğinde olan tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve emre amade kapasitelerini bildirmekle yükümlüdür. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı piyasa katılımcısı adına kayıtlı, üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içerir. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için, dengeleme birimi bazında ayrı ayrı bildirilir.
(3) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme biriminin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının birbirini takip eden 2 saat için farkının 200 MWh ve üzerinde olması durumunda, ikinci saate ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı, Sistem İşletmecisine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında detaylandırılmış olarak verilir. Bu durumdaki dengeleme birimleri için bir saatlik kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı yerine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı verilir.
(4) Maddi hatalara karşı Sistem İşletmecisi tarafından kontrol edilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve yük alma, yük atma teklifleri 17:00’a kadar teyit edilir.
(5) Piyasa katılımcılarının ilgili üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini, Sistem İşletmecisi tarafından herhangi bir talimat verilmediği sürece, KGÜP’lerinde belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun olarak gerçekleştirip gerçekleştirmedikleri, dengeleme birimi olan üretim tesisleri için MYTM veya ilgili BYTM’ler, diğer üretim tesisleri için ilgili BYTM’ler tarafından takip edilir.
(6) Sistem İşletmecisi, sistem işletiminin güvenliği açısından gerekli görmesi halinde, üretim ya da tüketimlerini, KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun gerçekleştirmediği tespit edilen piyasa katılımcılarını, tespitlerin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanmak üzere Kuruma bildirebilir.
(7)
Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma ve yük atma tekliflerinin yapısı ve içeriği
MADDE 70 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında, bir gün sonrası için geçerli olmak üzere azami yük alma ve yük atma hızları dikkate alınarak 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin saatlik yük alma ve yük atma tekliflerini, teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, her bir teklif bölgesi ve ilgili günün her saati için, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirirler. İlgili teklif miktarlarının Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında sağlanması zorunlu olan primer frekans kontrolü rezerv miktarına karşılık gelen kapasite hariç tutularak bildirilmesi esastır.
(2) Saatlik yük alma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim artış ya da tüketim azalmasının MW cinsinden miktarını ve bu artış için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(3) Saatlik yük atma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim azalması ya da tüketim artışının MW cinsinden miktarını ve bu üretim azalması ya da tüketim artışı için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.
(4) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcıları yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak üzere 15 miktar seviyesinde yük alma ve yük atma teklifi bildirebilirler. Hidroelektrik santraller hariç olmak üzere, saatlik yük alma ve yük atma teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak ve tüm miktar seviyeleri için en yüksek ve en düşük teklif fiyatları arasındaki fark, yük alma yönünde en düşük teklif fiyatının yük atma yönünde ise en yüksek teklif fiyatının Kurul tarafından belirlenecek oranını aşmamak kaydı ile piyasa katılımcısı tarafından bildirilir. Hidroelektrik santraller her bir miktar seviyesi için yukarıdaki koşuldan bağımsız teklif fiyatı bildirebilirler. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif fiyatlarının aşağıdaki şartları taşıması esastır;
a) Dengeleme güç piyasasına sunulacak tüm teklif fiyatlarına ilişkin asgari ve azami fiyat limitleri, Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur. Tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir.
b) Tüm yük alma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan gün öncesi fiyatından büyük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.
c) Tüm yük atma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan gün öncesi fiyatından küçük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.
ç) Tüm yük alma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı, bir önceki teklif seviyesinin fiyatından yüksek ya da eşit olacak şekilde bildirilir.
d) Tüm yük atma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından düşük ya da eşit olacak şekilde bildirilir.
e) Gün ışığından daha fazla yararlanılmasını sağlamak amacıyla saatlerin ileri alınması durumunda, ilgili saat için gün öncesi fiyatı 0 TL/MWh olarak dikkate alınır.
f) Gün ışığından daha fazla yararlanılmasını sağlamak amacıyla saatlerin geri alınması durumunda, tekrarlayan ilgili saat için oluşan fiyatların aritmetik ortalaması gün öncesi fiyatı olarak dikkate alınır.
(5) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimi için bir saate ilişkin yük alma ve yük atma teklif miktarlarının toplamının, talimatın ilgili dengeleme birimine ulaştıktan sonraki 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği çıkış gücü ya da tüketim değişimi dikkate alınarak belirlenmesi esastır. Herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük alma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Aynı şekilde, herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük atma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Bir teklif bildiriminin geçerli olabilmesi için, teklif sahibinin, yaptığı teklifin azami 15 dakika içerisinde yerine getirilebilir olması için gerekli kapasiteyi hazır bulundurması gereklidir. Yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari miktar 10 MW’tır. Gerekli görmesi durumunda, Sistem İşletmecisi en az 1 ay öncesinden piyasa katılımcılarına bildirmek koşuluyla teklifler için farklı asgari sınır belirleyebilir. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif miktarları 1 MW ve katları cinsinden ifade edilir.
(6) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma tekliflerinde, katılımcıların, yük alma ve yük atma yönünde dengeleme güç piyasasında yer alan dengeleme birimlerine ilişkin azami 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri kapasiteyi teklif etmeleri esastır.
(7) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma teklifleri ile birlikte, dengeleme birimlerine ilişkin emre amade kapasiteyi Sistem İşletmecisine bildirmeleri esastır.
Yük alma ve yük atma tekliflerinin bildirilmesi
MADDE 71 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, bir sonraki güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında belirlenen yük alma, yük atma teklifleri her gün saat 16:00’a kadar, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirilirler. Yük alma ve yük atma tekliflerinin belirtilen zamana kadar, 77 nci maddede belirtildiği şekilde, mevcut olan tüm iletişim imkanlarının kullanılarak Sistem İşletmecisine bildirilmesi zorunludur.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma tekliflerinin miktarları,
a) gün içi piyasası faaliyetleri nedeni ile KGÜP’lerde değişiklik olması halinde en geç gün içi piyasasının kapı kapanış zamanını takip eden yarım saat sonrasına kadar ilgili piyasa katılımcısı tarafından güncellenebilir.
b) gün içi piyasası faaliyetleri dışında teknik bir gereklilik ortaya çıkması halinde en fazla geçerli olduğu saatten 1 saat öncesine kadar değiştirilebilir, ancak bu değişiklik teklifin Sistem İşletmecisine teklif değişikliğine sebep olan teknik gereklilik ile ilgili bilgi verilmesi ve Sistem İşletmecisinin teklif değişikliğine izin vermesi ile gerçekleştirilebilir. Teklif değişikliğine ilişkin teknik sebepler, en fazla 2 iş günü içinde Sistem İşletmecisine yazılı olarak bildirilir.
Teknik parametrelerde değişiklik yapılması
MADDE 71/A – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları gerçek zamanlı dengeleme kapsamında MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatlara uymakla yükümlüdürler. Söz konusu tüzel kişiler, teknik gereklilikler sebebiyle yükümlülüklerini yerine getiremeyecekleri durumda ise MYTM ve/veya BYTM’yi telefon, paks gibi iletişim araçları ile ivedilikle haberdar ederler. Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar, yükümlülüklerini yerine getirmemelerine ilişkin gerekçelerini MYTM’ye en geç olayı takip eden 3 iş günü içerisinde yazılı olarak bildirmekle yükümlüdürler.
(2) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, MYTM’ye bildirdikleri KGÜP’lere uymakla yükümlüdürler. Dengeleme birimlerinin emre amade kapasitelerinde değişiklik olması durumunda, MYTM konu hakkında öncelikle telefon, paks gibi iletişim araçları aracılığıyla ve akabinde PYS aracılığıyla bilgilendirilir. Emre amade kapasitede meydana gelen her türlü değişiklik MYTM’ye değişikliğe sebep olan teknik gerekçe ile birlikte bildirilir ve MYTM’nin onayı ile geçerlilik kazanır. MYTM onayı ile emre amade kapasitede meydana gelecek hiçbir değişiklik katılımcının dengesizlik ile ilgili mali sorumluluklarını ortadan kaldırmaz.
(3) MYTM tarafından onaylanması suretiyle, emre amade kapasitede azalma yapılması durumunda, öncelikle ilgili dengeleme birimine ilişkin yük alma teklif miktarlarında azaltmaya gidilir. Yük alma teklif miktarında yapılan azaltmanın ilgili dengeleme birimine ilişkin emre amade azalmasını karşılamaması durumunda ilgili dengeleme biriminin KGÜP ve yük atma teklif miktarları da azaltılır. Emre amade kapasitesi azaltılan dengeleme birimine önceden verilmiş olan talimatlar emre amade kapasite azalması miktarı ile orantılı olarak MYTM tarafından sonlandırılır.
(4) MYTM tarafından onaylanması suretiyle, emre amade kapasitede artış yapılması durumunda, ilgili dengeleme birimi için, ilgili günün takip eden saatlerine ilişkin yük alma teklif miktarı girilmesine veya var olan yük alma teklif miktarlarının güncellenmesine izin verilir. Bir dengeleme birimine ilişkin emre amade kapasitenin artması söz konusu dengeleme biriminin KGÜP değerinin artırılması için gerekçe teşkil etmez.
(5) MYTM tarafından emre amade kapasitede meydana gelen değişikliğin onaylanmasını müteakip; bildirim ve onay zamanları da dahil olmak üzere dengeleme birimiyle ilgili diğer bilgiler PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
Yük alma ve yük atma tekliflerinin değerlendirilmesi
MADDE 72 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında her bir teklif bölgesi bazında sunulan yük alma, yük atma teklifleri her bir saat için fiyat sırasına göre dizilir. Fiyat sırasına dizilen yük alma, yük atma teklifleri;
a) iletim sistemi kısıtları,
b) dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin teknik kısıtlar,
c) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterler,
dikkate alınarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak ve dengeleme maliyetleri en aza indirilecek şekilde değerlendirilir.
(2) Bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen kısıtlar sebebiyle verilen yük alma, yük atma talimat miktarları, Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları
MADDE 73 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan yük alma, yük atma talimatları ilgili dengeleme biriminin talimatın verilmesinden ya da talimatın başlangıç zamanından itibaren azami 15 dakikalık süre içinde gerçekleştirmesi gereken çıkış gücü değişimini belirtir.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki talimatlar, talimatın bildirilmesi ya da talimat başlangıç zamanının gelmesi ile yerine getirilmeye başlanır ve Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bir bildirim ile sona erdirilir. Aksi bildirilmedikçe, bir güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında bildirilen tüm talimatlar ilgili günün bitiminde sona erer.
(3) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatların gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da bildirilmesi esastır.
(4) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme birimlerine ilişkin üretimlerini talimatta belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Sistem İşletmecisi tarafından kabul edilebilir geçerli bir sebep olmaksızın, kendisine bildirimi yapılan talimatları, talimatında belirtilen şekilde yerine getirmeyen ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi, bu tür ihlallerin ortadan kaldırılması için yazılı uyarıda bulunur. İlgili piyasa katılımcısı tarafından bu tür ihlallerin devam ettirilmesi halinde Sistem İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.
(5) Kurum raporu inceleyerek ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygular.
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar
MADDE 74 – (1) Uzlaştırmaya esas olmak üzere sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen yük alma ve yük atma talimatları, ilgili mevzuat gereğince Sistem İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen diğer faaliyetler kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatlarından ayrı olarak değerlendirilir. Sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen talimatların etiket değeri 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir. Bir talimatın, birden fazla amaçla da ilişkili olması durumunda, talimata, Sistem İşletmecisi tarafından en çok ilişkili olduğu sebeple ilgili talimat etiket değeri verilir.
Acil durum ve mücbir sebep hallerinde teklif kabulü ve talimatlar
MADDE 75 – (1) Sistem İşletmecisi, acil durumlarda ya da mücbir sebep hallerinde iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına ilgili üretim tesislerinin sağlayabilecekleri azami kapasiteleri çerçevesinde acil durum talimatı verir. Acil durum talimatları, ilgili dengeleme birimi için bir teklif kabulü olarak değerlendirilir. Acil durum talimatlarında, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu olması şartı aranmaz. Acil durum talimatları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları ile aynı yapıdadır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının acil durum talimatını yerine getirmeleri esastır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, acil durum talimatını yerine getiremeyeceklerinin ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisini, sebepleri ile birlikte derhal haberdar eder.
(2) Dengeleme birimi olup dengeleme güç piyasası kapsamında teklif sunmamış olan veya dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine sahip piyasa katılımcılarına, ilgili üretim tesisleri için Sistem İşlemecisi tarafından acil durum talimatı verilebilir. Bu talimatlar için uzlaştırma fiyatı olarak, talimatın yük alma yönünde olması halinde ilgili saatte verilmiş olan yük alma talimat fiyatlarının en yükseği, talimatın yük atma yönünde olması halinde ilgili saatte verilmiş olan yük atma talimat fiyatlarının en düşüğü kullanılır ve talimatlar net talimat hacminin belirlenmesinde kullanılmak üzere kayda alınır. İlgili saatte, acil durum talimatı ile aynı yönde talimat oluşmaması durumunda, bir önceki ay aynı yönde verilmiş olan teklif fiyatlarının aritmetik ortalaması söz konusu talimatlar için uzlaştırma fiyatı olarak kullanılır.
Dengeleme güç piyasasına ilişkin PYS arıza prosedürleri
MADDE 76 – (1) 65 inci madde kapsamında ele alınan PYS’nin arızalanmasına ilişkin durumun dengeleme güç piyasasını da etkilemesi ve Sistem İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 77 nci maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. PYS’nin arızalanması ve Sistem İşletmecisinin ilgili günün başlamasından önce dengeleme güç piyasasına ilişkin teklifleri toplayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Sistem İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait KGÜP değerleri, yük alma, yük atma teklifleri ve ilgili güne ilişkin varsa gün öncesi piyasası fiyatları ya da benzer güne ilişkin gün öncesi piyasası fiyatları arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. Piyasa katılımcılarının, Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan değerleri gerçekleştirmelerinin teknik olarak mümkün olmaması durumunda, Sistem İşletmecisi durum hakkında bilgilendirilir. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Sistem İşletmecisi ve dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.
(3) Sistem İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
İKİNCİ BÖLÜM
Bildirimler ve Sistem İşletmecisi Tarafından Uzlaştırma için Sağlanacak Bilgiler
Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bildirimler
MADDE 77 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında,
a) piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarının ve yük alma, yük atma tekliflerinin Sistem İşletmecisine bildirilmesi,
b) Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarında ya da yük alma, yük atma tekliflerinde tespit edilen hatalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan bildirimler,
c) Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma, yük atma talimatlarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,
ç) yukarıda belirtilenler dışında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,
d) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler,
PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da teyit edilebilir.
(3) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, Sistem İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.
Talimat mutabakatları
MADDE 78 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına gönderilen talimatlara ilişkin olarak, her saatin bitimini takip eden dört saat içerisinde taraflar arasında mutabakat sağlanır.
(2) Talimat mutabakatları için, PYS üzerinden yapılan talimat bildirimlerinde PYS kayıtları esas alınır. İlgili talimat bildiriminin, bu Yönetmeliğin 77 nci maddesi hükümleri doğrultusunda diğer iletişim kanalları da kullanılarak yapılmış olması durumunda kullanılan iletişim kanallarına ilişkin kayıtlara da başvurulur. Sistem İşletmecisi ile ilgili piyasa katılımcısı arasında uyuşmazlık çıkması durumunda MYTM’deki ses kayıt sisteminde bulunan ses kayıtları geçerlidir.
(3) Mutabakat süresinin sona ermesi sonrasında talimatlara ve ilgili saat için Dengeleme Güç Piyasası kapsamında belirlenen Sistem Marjinal Fiyatına ilişkin herhangi bir değişiklik yapılamaz.
Sistem İşletmecisi tarafından uzlaştırma için sağlanacak bilgiler
MADDE 79 – (1) Sistem İşletmecisi, uzlaştırma için dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında, söz konusu bildirim zamanı içerisindeki her bir saate ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamında verilmiş ve mutabakat sağlanmış olan yük alma ve yük atma talimatlarını, bu talimatların etiket değerlerini, teklif fiyatlarını ve Sistem İşletmecisi tarafından hesaplanan dengeleme güç piyasası kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını Piyasa İşletmecisine iletir.
ALTINCI KISIM
Uzlaştırmaya İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Kayıplara İlişkin Hususlar
Uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları
MADDE 80 – (1) Uzlaştırma hesaplamalarında, piyasa katılımcılarının elektrik enerjisini ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin, çekiş ya da ihracat yapılan bir iletim sistemi bağlantı noktasında satın aldığı ve/veya sattığı kabul edilir. Uzlaştırma hesaplamaları için esas alınan alış–satış noktası, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası olarak adlandırılır.
(2) Kayıtlı sayaçlar tarafından ölçülen veriş-çekiş miktarları ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda aşağıdaki ana esaslar çerçevesinde ilgili kayıp katsayıları uygulanmak suretiyle uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarına dönüştürülür:
a) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir indirici ya da yükseltici transformatör olması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi dikkate alınarak belirlenen ve ilgili transformatör kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir transformatör kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak transformatörlerin belirlenmesinde, uygulanmakta olan iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu transformatöre ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.
b) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir hat bulunması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi dikkate alınarak belirlenen ve ilgili hat kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir hat kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak hatların belirlenmesinde, uygulanmakta olan iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu hatta ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.
c) Uzlaştırma hesaplamalarında, iletim sistemine bağlı üretim ve/veya ithalat yapılan bağlantı noktasından iletim sistemine verilen elektrik enerjisi, uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin iletim sistemi kaybı yansıtılarak indirgenir.
ç) Dağıtım sistemine bağlı üretim tesislerinin uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, ölçülen veriş miktarına iletim sistemi kayıpları uygulanmaz.
d) Dağıtım şirketi kullanımındaki orta gerilim baralarından iletim sistemine enerji akışı olması durumunda, söz konusu enerjiye iletim sistemi kayıpları uygulanmaz.
İKİNCİ BÖLÜM
Veriş-Çekiş Değerlerinin Okunması, Toplanması, Doğrulanması ve Düzeltilmesi
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerinin okunması, toplanması ve doğrulanması
MADDE 81 – (1) Piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlara ilişkin değerler TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde okunur ya da belirlenir ve fatura döneminin sonunu takip eden ilk on gün içerisinde elektronik olarak PYS’ye aktarılır.
(2) PYS’ye veri aktarımında kullanılacak olan elektronik veri aktarım biçimi Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
(3) Uzlaştırma kapsamında değerlerinin bildirilmesi gereken sayaçların listesi, yeni kayıtlar ve kayıtların güncellenmesine bağlı olarak, Piyasa İşletmecisi tarafından fatura dönemi bazında PYS aracılığı ile güncellenir.
(4) İlgili mevzuat kapsamında uzlaştırma dönemi bazında okunacağı tespit edilen sayaçların, ilgili fatura döneminin her bir uzlaştırma dönemine ait:
a) kWh olarak sistemden çekilen aktif elektrik enerjisi,
b) kWh olarak sisteme verilen aktif elektrik enerjisi,
değerleri okunur.
(5) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında görevli tedarik şirketinden enerji temin eden tüketim birimlerini içeren kategorilerin her biri için Kurumca yayımlanacak Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi çerçevesinde toplam tüketim değerleri dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından fatura döneminin bitişini takip eden ilk on gün içerisinde belirlenerek ilgili piyasa katılımcısına ve Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik posta vasıtasıyla bildirilir.
(6) Bu madde kapsamında PYS’ye aktarılan, elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilen ve PYS’ye aktarılan sayaç değerleri, faturaya esas değerler olarak kabul edilir.
Veriş-çekiş değerlerinin doğrulanması veya düzeltilmesi
MADDE 82 – (1) Tarafların itirazlarına ya da düzeltmelerine olanak tanımak amacıyla, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerleri, PYS aracılığı ile ilan edilir.
(2) TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden yazılı veya elektronik ortamda bir düzeltme gelmesi halinde, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden gelen düzeltme tutanağında yer alan düzeltilmiş veriş-çekiş değerleri, ilgili fatura dönemi için geçerli olur.
(3) Piyasa katılımcısının düzeltme talebi olması halinde, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye başvuruda bulunarak, mutabık kalınması ve mutabık kalınan değerin TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilmesi esastır.
(4) Fatura döneminin bitişini takip eden 12 nci gün saat 17:30’dan sonra uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisine gönderilen düzeltilmiş değerler, söz konusu aya ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz ve PYS’de yer mevcut değerler kabul edilir.
Okunan sayaç değerlerinin uzlaştırma dönemi bazında olmaması veya sayaçların her fatura dönemi sonunda okunamaması durumu
MADDE 83 – (1) Uzlaştırma kapsamındaki sayaçlardan uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapılamaması durumunda, uzlaştırma dönemi bazındaki değerler, okunan sayaç değerlerine profiller uygulanarak hesaplanır. Profil uygulamasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından hazırlanır ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer.
(2) Uzlaştırma kapsamındaki sayaçlardan, her fatura dönemi sonunda okunması gerekmeyenler ve yönetmelikte atıfta bulunulan diğer hususlar Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda belirlenir. Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar Kurum tarafından hazırlanır ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Miktarlarının ve İletim Sistemi Kayıp Katsayısının Hesaplanması
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması
MADDE 84 – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait veriş-çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(1a)
(1b)
(2) Bu formülde geçen;
UEVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),
İSVMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
UEÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),
İSÇMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
g “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin iletim sistemine veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması
MADDE 85 – ,(1) Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin saatlik olarak iletim sistemine veriş ve iletim sisteminden çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2a)
(2b)
(2) Bu formüllerde geçen;
İSVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
SVDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ölçülen veriş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sisteme Veriş Değerini (MWh),
TKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Transformatör Kayıp Katsayısını,
HKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Hat Kayıp Katsayısını,
x “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını,
k “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına veya kategorilere uygulanan 0 ya da 1 değerleri olan katsayıyı,
İSÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
SÇDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ilgili sayacın iletim sisteminde yer alması durumunda ölçülen, 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri kapsamında görevli tedarik şirketinden enerji temin eden tüketim birimlerini içeren bir kategori olması durumunda hesaplanan toplam çekiş değerini, ilgili sayacın dağıtım sisteminde yer alması durumunda dağıtım sisteminden net çekiş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sistemden Çekiş Değerini (MWh)
ifade eder.
İletim sistemi kayıp miktarının ve katsayısının hesaplanması
MADDE 86 – (1) Her bir uzlaştırma dönemi İletim Sistemi Kayıp miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3a)
(2) Her bir uzlaştırma dönemi için uygulanacak İletim Sistemi Kayıp Katsayısı TEİAŞ’ın iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlayacağı tarihe kadar aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3b)
(3) Bu formüllerde geçen;
İSKMu “u” uzlaştırma dönemine ait hesaplanan İletim Sistemi Kayıp Miktarını,
İSKKu “u” uzlaştırma dönemine ait hesaplanan İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
İSVMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),
İSÇMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),
n “u” uzlaştırma döneminde, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını
ifade eder.
(4) TEİAŞ’ın iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlamasıyla birlikte uzlaştırmaya ilişkin hesaplamalarda İletim Sistemi Kayıp Katsayısı sıfır olarak alınır ve İletim Sistemi Kayıp Miktarı TEİAŞ’ın uzlaştırmaya esas çekiş miktarı olarak kabul edilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimleri
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerine ilişkin kurallar
MADDE 87 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, her ikisi de kayıtlı piyasa katılımcısı olan ve biri alıcı diğeri satıcı konumundaki lisans sahibi iki tüzel kişi tarafından ortaklaşa yapılır.
(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı; piyasa katılımcılarının düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar vasıtasıyla belli bir uzlaştırma dönemi bazında aynı teklif bölgesine ilişkin almayı ya da satmayı, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri kapsamında Piyasa İşletmecisine bildirdiği elektrik enerjisi miktarıdır. Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi
MADDE 88 – (1) Herhangi bir günde yer alan bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar, piyasa katılımcısı tarafından, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi;
a) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için alıcı olan piyasa katılımcısı,
b) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için satıcı olan piyasa katılımcısı,
c) Her bir uzlaştırma dönemi için, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı (lot),
ç) İkili anlaşmanın geçerli olduğu teklif bölgesi
bilgilerini içerir.
(3) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin, bildirime taraf olan her iki piyasa katılımcısı tarafından ortak olarak yapılması esastır. Tek bir piyasa katılımcısı tarafından yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi geçerli sayılmaz.
(4) Bildirimin, ilgili günden sonra geçerliliğinin devam edecek olması durumunda, bildirimin hangi günler için geçerli olacağı bildirilir.
(5)
(6) Piyasa katılımcıları tarafından PYS aracılığıyla yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri faturaya esas resmi değerler olarak kabul edilir.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin değiştirilmesi
MADDE 89 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar ilgili piyasa katılımcılarından biri tarafından değiştirilebilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Uzlaştırma İşlemlerine İlişkin Genel Hükümler
Fatura dönemi
MADDE 90 – (1) Fatura dönemi, bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’da biten süreyi ifade eder.
Uzlaştırma dönemleri
MADDE 91 – (1) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir saat bir uzlaştırma dönemini oluşturur.
ALTINCI BÖLÜM
Gün Öncesi Dengeleme Faaliyetlerinin Uzlaştırılması
Gün öncesi dengeleme faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 92 – (1) Gün öncesi dengeleme faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;
a) Gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri,
b) Gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme faaliyetleri ve gün öncesinden öngörülen dengesizliklerinin giderilmesi kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait gerçekleştirmiş oldukları enerji satış ya da enerji alış miktarları,
c) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ilişkin, gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri dikkate alınarak ve dengeleme maliyetlerini en aza indirme hedefi doğrultusunda PYS’nin ilgili modülü aracılığıyla, her bir teklif bölgesi için hesaplanan gün öncesi fiyatları
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,
b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından
sağlanır.
Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 93 – (1) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4a)
(2) Bu formülde geçen;
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
SSFt,p,s,u,r 94 üncü madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak sistem satış fiyatını (TL/MWh),
SSMt,p,s,u,r Gün öncesi dengeleme sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait sisteme enerji satışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
a ilgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(3) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4b)
(4) Bu formülde geçen;
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
SSTt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b ilgili fatura dönemine ilişkin avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Sistem satış fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 94 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi dengeleme kapsamında sunmuş olduğu saatlik ve esnek tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem satış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SSTFt,p,u,r ≤ SGÖFt,u ise SSFt,p,u,r = SGÖFt,u (5a)
SSTFt,p,u,r > SGÖFt,u ise SSFt,p,u,r = SSTFt,p,u,r (5b)
(2) Bu formüllerde geçen;
SSTFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem Satış Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SGÖFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh),
SSFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
(3) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi dengeleme kapsamında sunmuş olduğu blok tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem satış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SSTFt,p,r ≤ OSGÖFt,r ise SSFt,p,r = OSGÖFt,r (5c)
SSTFt,p,r > OSGÖFt,r ise SSFt,p,r = SSTFt,p,r (5ç)
SSFt,p,u,r = SSFt,p,r ve “u” “r” teklifinin geçerli olduğu zaman dilimi (5d)
ve u=[a,b) (5e)
(4) Bu formüllerde geçen;
SSTFt,p,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “r” blok teklifine ilişkin Sistem Satış Teklif Fiyatını (TL/MWh),
OSGÖFt,r “t” teklif bölgesi ve “r” blok teklifinin kapsadığı saatlerin Ortalama Sistem Gün Öncesi Fiyatı (TL/MWh),
SSFt,p,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “r” blok teklifi için uygulanacak Saatlik Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh)
SSFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “r” blok teklifinin kapsadığı “u” uzlaştırma dönemi için uygulanacak Saatlik Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh)
SGÖFt,u “t” teklif bölgesi için, “u” uzlaştırma döneminde uygulanan Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh)
a blok teklif başlangıç saatini,
b blok teklif bitiş saatini,
u “r” blok teklifinin geçerli olduğu uzlaştırma dönemlerinden birini
ifade eder.
Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 95 – (1) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir avans dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(6a)
(2) Bu formülde geçen;
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SAFt,p,s,u,r 96 ncı madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak sistem alış fiyatını (TL/MWh),
SAMt,p,s,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemindeki, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemden enerji alışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
a ilgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(3) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(6b)
(4) Bu formülde geçen;
SATt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
b ilgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Sistem alış fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 96 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi dengeleme kapsamında sunmuş olduğu saatlik tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem alışlarında uygulanacak sistem alış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SATFt,p,u,r ≥ SGÖFt,u ise SAFt,p,u,r = SGÖFt,u (7a)
SATFt,p,u,r < SGÖFt,u ise SAFt,p,u,r = SATFt,p,u,r (7b)
(2) Bu formüllerde geçen;
SATFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem Alış Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SGÖFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh),
SAFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
(3) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi dengeleme kapsamında sunmuş olduğu blok tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem alış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
SATFt,p,u,r ≤ OSGÖFt,r ise SAFt,p,u,r = SATFt,p,r (7c)
SATFt,p,u,r > OSGÖFt,r ise SAFt,p,u,r = OSGÖFt,r (7ç)
SAFt,p,u,r = SAFt,p,r ve “u” “r” teklifinin geçerli olduğu zaman dilimi (7d)
ve u = [a,b) (7e)
(4) Bu formüllerde geçen;
SATFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” blok teklifine ilişkin Sistem Alış Teklif Fiyatını (TL/MWh),
OSGÖFt,r “t” teklif bölgesi ve “r” blok teklifinin kapsadığı saatlerin Ortalama Sistem Gün Öncesi Fiyatı (TL/MWh),
SAFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” blok teklifi için uygulanacak Saatlik Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh)
SGÖFt,u “t” teklif bölgesi için, “u” uzlaştırma döneminde uygulanan Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh)
a blok teklif başlangıç saatini,
b blok teklif bitiş saatini,
u “r” blok teklifinin geçerli olduğu uzlaştırma dönemlerinden birini
ifade eder.
Gün öncesi planlama aşamasında gün öncesinden öngörülen dengesizliklerin miktarının hesaplanması
MADDE 97 – (1) Uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi planlamaya katılan her bir piyasa katılımcısının, öngörülen enerji açık ya da fazlası aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(7f)
(2) Bu formülde geçen;
ÖEDMp,u “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için gün öncesinden öngörülen enerji dengesizlik miktarını (MWh),
GÜPb,u “p” piyasa katılımcısına ait “b” uzlaştırmaya esas veriş çekiş biriminin “u” uzlaştırma dönemi için Piyasa İşletmecisine bildirilmiş olan ve sisteme veriş için pozitif, sistemden çekiş için negatif değere sahip gün öncesi üretim/tüketim programını (MWh),
UEİAMp,u 112 nci madde uyarınca hesaplanan, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas ikili anlaşma miktarını (MWh),
TTp,u Gün öncesi planlama kapsamında Piyasa İşletmecisine bildirilen, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için, ilgili piyasa katılımcısının kendi adına kayıtlı ve dengeleme birimi olmayan tüketim tesisleri vasıtasıyla tüketilmesi öngörülen enerjiye ilişkin tüketim tahminini (MWh),
k “p” piyasa katılımcısı adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi sayısını,
ifade eder.
Gün öncesi planlama aşamasında gün öncesinden öngörülen dengesizliklerin giderilmesine ilişkin alacak/borç tutarının hesaplanması
MADDE 98 – (1) Bir avans dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi planlamaya katılan her bir piyasa katılımcısının, öngörülen enerji açık ya da fazlasının giderilmesi amacıyla gerçekleştirilen enerji alış ya da satışına ilişkin alacak/borç tutarı aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(7g)
(2) Bu formülde geçen;
ÖEDTp,s “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemi için, gün öncesinden enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı ya da sisteme sattığı enerjiye ilişkin, piyasa katılımcısına, değerin pozitif olması durumunda alacak, negatif olması durumunda borç olarak tahakkuk ettirilecek olan öngörülen enerji dengesizlik tutarını (TL),
ÖEDMp,u “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için gün öncesinden öngörülen enerji dengesizlik miktarını (MWh),
SGÖFu “u” uzlaştırma dönemine ait gün öncesi fiyatını (TL/MWh),
a ilgili avans dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
ifade eder.
(3) Bir fatura dönemi için, avans dönemi bazında, gün öncesi planlamaya katılan her bir piyasa katılımcısının, öngörülen enerji açık ya da fazlasının giderilmesi amacıyla gerçekleştirilen enerji alış ya da satışına ilişkin alacak/borç tutarı aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(7ğ)
(4) Bu formülde geçen;
ÖEDTp “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura dönemi için, gün öncesinden enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı ya da sisteme sattığı enerjiye ilişkin, piyasa katılımcısına, değerin pozitif olması durumunda alacak, negatif olması durumunda borç olarak tahakkuk ettirilecek olan öngörülen enerji dengesizlik tutarını (TL),
ÖEDTp,s “p” piyasa katılımcısının, “s” avans dönemi için, gün öncesinden enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı ya da sisteme sattığı enerjiye ilişkin, piyasa katılımcısına, değerin pozitif olması durumunda alacak, negatif olması durumunda borç olarak tahakkuk ettirilecek olan öngörülen enerji dengesizlik tutarını (TL),
b ilgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
ifade eder.
Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin oluşan gelirin hesaplanması
MADDE 99 – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin teklif bölgeleri arasındaki fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından öncelikli olarak fiyat farkına sebep olan iletim kısıtını gidermek için iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek gelir kalemi aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(8)
(2) Bu formülde geçen;
GÖPGs “s” avans dönemi için gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin bölgesel fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından sadece iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek gün öncesi piyasası geliri (TL),
SATt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SSTt,p,s “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
n “s” avans dönemine ilişkin teklif bölgelerinin sayısını,
m “s” avans dönemine ilişkin piyasa katılımcılarının sayısını,
ifade eder.
YEDİNCİ BÖLÜM
Dengeleme Güç Piyasası Faaliyetlerinin Uzlaştırılması
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 100 – (1) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;
a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin yük alma, yük atma teklifleri,
b) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları,
c) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri doğrultusunda Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi için hesaplanan sistem marjinal fiyatları
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,
b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından
sağlanır.
Uzlaştırma dönemi bazında sistemin yönünün belirlenmesi
MADDE 101 – (1) Uzlaştırma dönemi bazında bir fiyat bölgesine ilişkin sistem yönü ve Net Talimat Hacmi aşağıdaki formüllere göre belirlenir:
İlgili uzlaştırma dönemi için (9a)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji açığı oluşmuştur.
İlgili uzlaştırma dönemi için (9b)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji fazlası oluşmuştur.
İlgili uzlaştırma dönemi için (9c)
ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde sistem dengededir.
(9d)
(2) Bu formüllerde geçen;
YALMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerlerine sahip, kabul Edilen Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YATMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerlerine sahip, kabul Edilen Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
NTH ilgili fiyat bölgesi için Net Talimat Hacmini (MWh),
k “u” uzlaştırma dönemi için, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip teklifi kabul edilmiş olan dengeleme birimi sayısını,
m “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük alma teklif sayısını,
n “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinde 0, 1 veya 2 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük atma teklif sayısını,
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 102 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(10)
(2) Bu formülde geçen;
KEYALTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
KEYALMd,u,r 104 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YALFd,u,r 103 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh),
YGYALTdDengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen ancak yerine getirilmeyen yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek ve 102/A maddesi uyarınca hesaplanacak Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimat Tutarı adındaki borç tutarını (TL),
n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin ilgili katılımcıya yansıtılacak tutarın hesaplanması
MADDE 102/A – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında sistemde enerji açığı olduğu her bir uzlaştırma dönemi için, kabul edilen ve yerine getirilmiş teklif miktarı doğrultusundaki sistem marjinal fiyatı olan YGSMF belirlenir.
(2) YGSMF ile dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı arasında fark oluşması halinde, bu fark ile yük alma yönünde yerine getirilen talimat miktarının çarpılması neticesinde, yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin maliyet hesaplanır.
(3) Her bir piyasa katılımcısının, her bir uzlaştırma dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirmediği yük alma talimat miktarının, ilgili uzlaştırma döneminde toplam yerine getirilmeyen yük alma talimat miktarına oranı bulunur.
(4) Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında hesaplanan maliyet, üçüncü fıkra kapsamında belirlenen oran doğrultusunda, Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimat Tutarı olarak ilgili katılımcılara yansıtılır.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin yük alma fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 103 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük alma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumda,
YALTFd,u,r ≤ SMFd,u,t ise YALFd,u,r = SMFd,u,t (11a)
YALTFd,u,r > SMFd,u,t ise YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11b)
(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumlarda,
YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11c)
(4) Bu formüllerde geçen;
YALTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Alma Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
YALFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarlarının belirlenmesi
MADDE 104 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(12)
(2) Bu formülde geçen;
KEYALMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
YALTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve 78 inci madde çerçevesinde yerine getirilmiş olan Yük Alma Talimat Miktarını (MW),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını,
g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması
MADDE 105 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(13)
(2) Bu formülde geçen;
KEYATTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
KEYATMd,u,r 107 nci madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
YATFd,u,r 106 ncı madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh),
YGYATTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen ancak yerine getirilmeyen yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek ve 105/A maddesi uyarınca hesaplanacak Yerine Getirilmeyen Yük Atma Talimat Tutarı adındaki borç tutarını (TL),
n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen yük atma talimatlarına ilişkin ilgili katılımcıya yansıtılacak tutarın hesaplanması
MADDE 105/A – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında sistemde enerji fazlası olduğu her bir uzlaştırma dönemi için, kabul edilen ve yerine getirilmiş teklif miktarı doğrultusundaki sistem marjinal fiyatı olan YGSMF belirlenir.
(2) YGSMF ile dengeleme güç piyasası kapsamında verilen tüm talimatlar dikkate alınarak belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı arasında fark oluşması halinde, bu fark ile yük atma yönünde yerine getirilen talimat miktarının çarpılması neticesinde, yerine getirilmeyen yük atma talimatlarına ilişkin maliyet hesaplanır.
(3) Her bir piyasa katılımcısının, her bir uzlaştırma dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirmediği yük atma talimat miktarının, ilgili uzlaştırma döneminde toplam yerine getirilmeyen yük atma talimat miktarına oranı bulunur.
(4) Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında hesaplanan maliyet, üçüncü fıkra kapsamında belirlenen oran doğrultusunda, Yerine Getirilmeyen Yük Atma Talimat Tutarı olarak ilgili katılımcılara yansıtılır.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin yük atma fiyatlarının belirlenmesi
MADDE 106 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük atma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumda,
YATTFd,u,r ≥ SMFd,u,t ise YATFd,u,r = SMFd,u,t (14a)
YATTFd,u,r < SMFd,u,t ise YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14b)
(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumlarda,
YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14c)
(4) Bu formüllerde geçen;
YATTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Atma Teklif Fiyatını (TL/MWh),
SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan, Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
YATFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarlarının belirlenmesi
MADDE 107 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:
(15)
(2) Bu formülde geçen;
KEYATMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
YATTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve 78 inci madde çerçevesinde yerine getirilmiş olan Yük Atma Talimat Miktarını (MW),
İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını
g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri
ifade eder.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Enerji Dengesizliklerinin Uzlaştırılması
Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri
MADDE 108 – (1) Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılmasında;
a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları ve kabul edilmiş olan bu teklifler için geçerli fiyatlar,
b) Her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için, bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş ve/veya çekiş miktarları,
c) 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulan kategorilerin Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi çerçevesinde belirlenen toplam tüketim değerleri,
ç) Her bir dengeden sorumlu tarafın bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait ikili anlaşma bildirimi miktarları,
d) Yan hizmet sağlayan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilmiş olan üretim miktarı,
e) Gün öncesi dengeleme sonucunda her bir piyasa katılımcısının sisteme satış ya da sistemden alış miktarları,
f) Gün öncesi fiyatları,
g) Gün içi piyasası sonucunda her bir piyasa katılımcısının alış veya satış miktarları
dikkate alınır.
(2) Birinci fıkranın;
a) (a) bendinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından,
b) (b) bendinde yer alan verilerin hesaplanabilmesi için gerekli sayaç ölçüm değerleri TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından,
c) (ç) bendinde yer alan veriler dengeden sorumlu taraflar tarafından,
ç) (c) bendinde yer alan veriler ilgili dağıtım şirketi tarafından,
d) (d) bendinde yer alan veriler yan hizmet anlaşmalarının yürütülmesinden sorumlu TEİAŞ birimi tarafından,
e) (e), (f) ve (g) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından
sağlanır.
Sistem marjinal fiyatının hesaplanması
MADDE 109 – (1) Her bir teklif bölgesi için uzlaştırma dönemi bazında belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı (SMFt,u), teklif bölgesinin uzlaştırma dönemi bazında enerji denge durumuna bağlı olarak aşağıdaki şekilde hesaplanır:
a) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji açığı oluştuğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, yük alma teklif fiyatlarının en düşüğünden başlanılmak üzere 101 inci madde uyarınca hesaplanan Net Talimat Hacmine tekabül eden en yüksek teklif fiyatına eşittir.
b) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji fazlası oluştuğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, yük atma teklif fiyatlarının en yükseğinden başlanılmak üzere 101 inci madde uyarınca hesaplanan Net Talimat Hacmine tekabül eden düşük teklif fiyatına eşittir.
c) Söz konusu saatte sistem dengede olduğunda, Sistem Marjinal Fiyatı, “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemi için Gün Öncesi Fiyatına eşittir.
(2) Bir teklif fiyatının Sistem Marjinal Fiyatının belirlenmesinde dikkate alınması için talimat almış olması şartı aranmaz.
Enerji dengesizlik ve kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarının hesaplanması
MADDE 110, – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizliğine ilişkin olarak bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek borç veya alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(17)
(2) Bu formülde geçen;
EDTf Bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),
EDMf,t,u(-) 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesindeki, “u” uzlaştırma dönemine ilişkin enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı enerji miktarını (MWh),
EDMf,t,u(+) 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesindeki, “u” uzlaştırma dönemine ilişkin enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sisteme sattığı enerji miktarını (MWh),
SGÖFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh),
SMFt,u “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
n Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların negatif enerji dengesizliği halinde kullanılacak olan katsayıyı,
l Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların pozitif enerji dengesizliği halinde kullanılacak olan katsayıyı
ifade eder.
(3) Bir piyasa katılımcısının adına kayıtlı ve KGÜP bildirmekle yükümlü olan bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bir uzlaştırma dönemine ait kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4) Bu formüllerde geçen;
KÜPSTp p piyasa katılımcısının, beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim miktarından sapması nedeniyle ödemekle yükümlü olduğu tutarı (TL),
KÜPSMp,t,b,u p piyasa katılımcısının, adına kayıtlı ve t teklif bölgesinde yer alan b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin u uzlaştırma dönemine ait, Kurul Kararıyla belirlenen hesaplama yöntemi kullanılarak bulunan beklenen uzlaştırma dönemi üretim/tüketim miktarından sapma miktarını (MWh),
n Kurul Kararıyla belirlenen ve üretim planından sapmaya ilişkin tutarın hesaplanmasında kullanılacak fiyatın belirlenmesine dair katsayı
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
z p piyasa katılımcısı adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi sayısı,
j İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
ifade eder.
Bir dengeden sorumlu tarafın bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarının hesaplanması
MADDE 111 – (1) Bir fatura dönemi için, her bir dengeden sorumlu tarafın, her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(18)
(2) Bu formülde geçen;
EDMf,t,u “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
UEVMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),
UEÇMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),
UEİAMf,t,u 112 nci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh), GİPMf,t,u 112/A maddesi uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
ÖEDMp,u gün öncesi planlama kapsamında 96 ncı madde uyarınca hesaplanan, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için gün öncesinden Öngörülen Enerji Dengesizlik Miktarını (MWh),
SSMt,p,u,r Gün öncesi dengeleme sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Satış Miktarını (MWh),
SAMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Alış Miktarını (MWh),
k “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısı sayısını,
n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
KEYALMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),
h “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan dengeleme birimi sayısını,
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
KEYATMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma miktarlarının hesaplanması
MADDE 112 – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas ikili anlaşmalarının miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(19a)
(19b)
(2) Bu formülde geçen;
UEİAMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
UEİAMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),
UEİABp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına enerji satışı için ve/veya enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilen üretime ilişkin yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),
UEİABp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından enerji alımı için yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını
ifade eder.
Uzlaştırmaya esas gün içi piyasası hacminin hesaplanması
MADDE 112/A – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için gün içi piyasası miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(20a)
(20b)
(2) Bu formülde geçen;
GİPMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
GİPMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Gün İçi Piyasası Miktarını (MWh),
GİPSMp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına Gün İçi Piyasası Satış Miktarını (MWh),
GİPAMp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından Gün İçi Piyasası Alış Miktarını (MWh),
k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,
n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı taraf sayısını,
m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı taraf sayısını
ifade eder.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Net Toplam Bakiyenin ve Piyasa İşletim Ücretinin Dağıtılması
Net toplam bakiyenin piyasa katılımcılarına dağıtılması
MADDE 113 – (1) Piyasa İşletmecisinin, toptan elektrik piyasası adına yaptığı işlemlerden kar veya zarar etmemesi esasına dayalı olarak, bir fatura dönemi içerisinde, gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının gerçekleştirmiş oldukları enerji alış ve satışları ve süresinde ödenmeyen alacaklar hariç olmak üzere, dengeleme mekanizmasının uzlaştırılması ve dengeden sorumlu tarafların dengesizliklerinin uzlaştırılmasına ilişkin olarak, piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek alacaklar toplamı ile TEİAŞ’tan tahsil edilecek Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarının, borçlar toplamına eşit olması esastır.
(2) Bu doğrultuda,
a) Dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma talimatlarına, gün öncesi planlama kapsamındaki satışlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarının, dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük atma talimatlarına, gün öncesi planlama kapsamındaki alışlarına ve enerji açığına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam borç tutarından fazla olması halinde, TEİAŞ’ın borcu olarak tahakkuk ettirilecek,
b) Dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük atma talimatlarına, gün öncesi planlama kapsamındaki alışlarına ve enerji açığına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam borç tutarının, dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma talimatlarına, gün öncesi planlama kapsamındaki satışlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarından fazla olması halinde, TEİAŞ’ın alacağı olarak tahakkuk ettirilecek
sıfır bakiye düzeltme tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(21),
(3) Bu formülde geçen;
SBDT Bir fatura dönemine ait Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarını (TL),
KEYALTd 102 nci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük alma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
KEYATTd 105 inci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük atma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
EDTf 110 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),
SATp “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme kapsamında, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),
SSTp “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme kapsamında, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
ÖEDTp “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura dönemi için, gün öncesinden enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı ya da sisteme sattığı enerjiye ilişkin, piyasa katılımcısına, değerin pozitif olması durumunda alacak, negatif olması durumunda borç olarak tahakkuk ettirilecek olan Öngörülen Enerji Dengesizlik Tutarını (TL),
YHEB Bir fatura dönemi için, bekleme yedeklerine ilişkin bu yan hizmeti sağlayan piyasa katılımcılarına yapılacak ödemelere ilişkin toplam Yan Hizmetler Enerji Bedelini (TL),
YEKEDT
MGDDK
KÜPSTp 110 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi için “p” piyasa katılımcısının beklenen üretim/tüketim miktarından sapmasına ilişkin olarak uygulanacak tutarı (TL),
m Bir fatura dönemine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki toplam dengeleme birimi sayısını,
n Bir fatura dönemine ilişkin toplam dengeden sorumlu taraf sayısını,
k gün öncesi planlamanın geçerli olduğu dönem için 1, gün öncesi piyasasının geçerli olduğu dönem için 0 değerini alan değişkeni,
l ilgili fatura döneminde bulunan piyasa katılımcısı sayısını
ifade eder.”
Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme tutarının hesaplanması
MADDE 114
Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme katsayısının hesaplanması
MADDE 115, – (1) Bir fatura döneminde, “f” dengeden sorumlu taraf için sıfır bakiye düzeltme katsayısı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(22)
(2) Bu formülde geçen;
SBDKf Bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafın sıfır bakiye düzeltme katsayısını (%),
UEÇMf,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas çekiş miktarını (MWh),
n Bir fatura dönemine ilişkin “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
m Bir fatura dönemine ilişkin toplam uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
k Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
Piyasa işletim ücreti
MADDE 116 – (1) Piyasa İşletmecisinin yürüttüğü hizmetlere ilişkin işletme giderlerinin ve yatırım harcamalarının amortismanının karşılanması amacıyla piyasa işletim ücreti, elektrik enerjisi alım ve satımına ilişkin tutarlardan ayrı olarak tahakkuk ettirilir.
(2) Her bir piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti, 24/1/2003 tarihli ve 25003 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ uyarınca belirlenen piyasa işletim geliri tavanının Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen organize toptan elektrik piyasası faaliyetleri dikkate alınarak piyasa katılımcılarına paylaştırılması suretiyle tahakkuk ettirilir.
(3) Kurul tarafından belirlenen yıllık Piyasa İşletim Geliri Tavanının o yıl içinde yer alan avans dönemleri arasında eşit olarak bölünerek hesaplanan, bir avans dönemi için geçerli piyasa işletim ücreti, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranları dikkate alınarak, gün öncesi dengeleme, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası ve dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenlerine ayrıştırılır. Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri arasındaki oranı Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve faaliyet oranlarında değişiklik meydana gelmesi durumunda güncellenerek PYS üzerinden yayımlanır.
(4) Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin, her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenleri aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(23a)
(23b)
(23c)
(23ç)
(23d)
(5) Bu formülde geçen;
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Dengeleme Piyasa İşletim Ücreti payını (TL),
PIÜ Kurul tarafından belirlenen Piyasa İşletim Geliri Tavanından hesaplanan bir fatura dönemi için geçerli Piyasa İşletim Ücretini,
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Uzlaştırma Ücreti payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti payını (TL)
PIÜ_GİP Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti payını (TL),
k Gün Öncesi Dengeleme faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
l Dengeleme Güç Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
m Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
n Gün İçi Dengeleme faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı
ifade eder.
Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 117 – (1) Gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısına, gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(24a)
(24b) (24c)
(24ç)
(24d)
(24e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜS_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜD_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_GÖp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
k Gün öncesi dengelemeye katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r Gün öncesi dengeleme sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi dengeleme kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMt,p,s,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi dengeleme kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
PIÜ_GÖp Bir faturda döneminde “p” piyasa katılımcısına, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
ifade eder.
Gün içi piyasası işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 117/A – (1) Bir gün içi piyasası katılımcısına, gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
GİPİÜ bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası piyasa işletim ücretini (TL),
GİPİÜS bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜD bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
GİPİÜSg bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜDg bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
a ilgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b ilgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
GİPİÜp,g p piyasa katılımcısına g avans döneminde tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
k gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp p piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
GİPİÜp bir fatura döneminde p piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
GİİSp bir fatura döneminde p piyasa katılımcısının haklı bulunmamış itiraz sayısını,
GİTİÜ piyasa katılımcılarının haklı bulunmadıkları itirazlar için ödedikleri toplam itiraz ücretini
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 118 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır;
(25a)
(25b)
(25c) ( 25ç)
(25d)
(25e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜ_DGPp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
PIÜ_DGPp bir fatura döneminde “p” piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
ifade eder.
Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 119 – (1) Her bir dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(26a)
(26b)
( 26c)
(26ç)
(26d)
(26e)
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
EDMf,t,s,u 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, bir fatura dönemi içindeki bir gün için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_Df,s “f” dengeden sorumlu tarafa, bir avans ödeme dönemine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜ_Df bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını,
ifade eder.
YEDİNCİ KISIM
Mali Hususlara İlişkin Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Teminatlar ve Ödemelere İlişkin Tarafların Sorumlulukları
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 120 – (1) Piyasa İşletmecisi;
a) Merkezi uzlaştırma bankasının belirlenerek katılımcıların bu hususa ilişkin olarak bilgilendirilmesinden,
b) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma bankasının tüm taraflarca kullanılabilmesi amacıyla, merkezi uzlaştırma bankası ile anlaşma yapılmasından,
c) Piyasa katılımcılarının sunması gereken teminat tutarlarının doğru şekilde hesaplanmasından,
ç)
d)
e) Piyasa katılımcılarının, sunmaları gereken teminat tutarları hakkında düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
f) Merkezi uzlaştırma bankasının, piyasa katılımcılarının sunmakla yükümlü oldukları teminat tutarları ve alacakları/borçları hakkında, düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
g) Piyasa İşletmecisi adına sunulan teminat mektuplarının muhafazasından ve kendisine sunulan teminat mektupları hakkında merkezi uzlaştırma bankasının bilgilendirilmesinden,
ğ)
h) Her bir katılımcının mevcut teminat tutarı ile sunmakla yükümlü olduğu teminat tutarını karşılaştırarak, gerekmesi halinde ilgili katılımcıdan PYS üzerinden ve/veya merkezi uzlaştırma bankası aracılığıyla teminat tamamlama çağrısında bulunulmasından,
ı) Merkezi uzlaştırma bankası tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma bankası tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile merkezi uzlaştırma bankası tarafından sunulan TL cinsinden nakit teminatların nemalandırılması hizmeti karşılığında tahsil edilecek olan fon yönetim komisyonu oranın piyasa katılımcılarına duyurulmasından,
i) Kendi nam ve hesabına, merkezi uzlaştırma bankasında gerekli hesapların açılmasından,
j) Temliknameler kapsamında yapılacak ödemeler ile ilgili olarak merkezi uzlaştırma bankasının zamanında ve doğru şekilde bildirilmesinden
k) Fark Tutarı Prosedürü ile Teminat Hesaplama Prosedürünün hazırlanmasından ve piyasa katılımcılarına duyurulmasından
sorumludur.
Piyasa katılımcılarının sorumlulukları
MADDE 121 – (1) Piyasa katılımcıları;
Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma bankasında kendi namına, teminat ve ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak teminat ve nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
Merkezi uzlaştırma bankası tarafından sunulacak olan teminat mektubu dışındaki diğer teminatları saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma bankası-katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
Piyasa İşletmecisi tarafından avans ve fatura ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla aracı bankalarda, kendi namına, ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
ç) Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen avans ödeme bildirimleri ve faturalara ilişkin olarak ödemelerin zamanında ve doğru bir şekilde yapılmasından,
d) Piyasa İşletmecisi namına sunmaları gereken teminat tutarının bu Yönetmelikte yer alan ilgili maddeler gereğince sunulmasından,
e) Ödeme yükümlülüklerini teminat altına almak için Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma bankasında, adlarına açılmış olan teminat hesaplarına, Piyasa İşletmecisi tarafından bildirilen miktardaki teminatın zamanında yatırılmasından,
f) Merkezi uzlaştırma bankası tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak kendilerinden talep edilen hizmet bedelinin merkezi uzlaştırma bankasına zamanında yatırılmasından,
sorumludur.
Merkezi uzlaştırma bankasının sorumlulukları
MADDE 122 – (1) Merkezi uzlaştırma bankası;
a) Avans, fatura ve temlik ödemeleri ile teminat işlemlerinin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilmesinden,
b) Avans, fatura ve temlik ödemeleri ile teminat işlemlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcıları ve aracı bankalar ile iletişimi sağlayacak olan altyapının kurulması ve kurulan sistemin işletilmesinden,
c) Piyasa katılımcıları ile teminat mektubu dışındaki diğer teminatları saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma bankası-katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
ç) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacına yönelik olarak Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma bankası anlaşmasının imzalanmasından,
d) Piyasa İşletmecisi tarafından kendisine bildirilen temliknameler kapsamındaki ödemelerin doğru bir şekilde yapılmasının takibinden ve yapılan ödemelere ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
e) Teminat yönetimi, avans ve fatura ödemelerine ilişkin gerçekleşen işlemlerle ilgili olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
f) Piyasa İşletmecisi adına sunulan teminat mektubu dışındaki tüm teminatların muhafazasından,
g) Teminatlara ilişkin gerçekleşen işlemlerin izlenmesinden,
ğ) Piyasa İşletmecisinin, piyasa katılımcılarının teminat hesaplarında gerçekleştirilen işlemler ve mevcut teminat seviyesi hakkında doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
h) Bir piyasa katılımcısının belli bir piyasa faaliyetine ilişkin olarak sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, ilgili katılımcının sağlaması gereken toplam teminat tutarının altına düşmesi durumunda, ilgili katılımcıya sunması gereken toplam teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısına ilişkin olarak gerekli bildirimin Piyasa İşletmecisine yapılmasından,
ı) Piyasa katılımcıları tarafından TL cinsinden sunulan nakit teminatların nemalandırılmasından,
i) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi durumunda, temerrüt cezalarının hesaplanması ve buna ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
j) Piyasa katılımcıları tarafından ödenmesi gereken hizmet bedelleri ile ilgili, katılımcıların bilgilendirilmesinden,
k) Piyasa İşletmecisi tarafından, piyasa katılımcılarına ilişkin olarak kendilerine gönderilen katılımcı bazındaki ticari işlemler ve teminat kullanımı gibi ticari sır niteliğindeki bilgi ve verilerin üçüncü kişilerle paylaşılmamasından
sorumludur.
(2) Nemalandırmaya ilişkin usul ve esaslar merkezi uzlaştırma bankasının yasal sorumluluğunda olup; söz konusu nemalandırma işlemi günün piyasa koşullarına göre en iyi gayret gösterilmek suretiyle merkezi uzlaştırma bankası tarafından gerçekleştirilir ve nema tutarı ilgili piyasa katılımcısı hesabına bir sonraki iş günü aktarılır.
Aracı bankaların sorumlulukları
MADDE 123 – (1) Aracı bankalar;
Merkezi uzlaştırma bankası tarafından kendilerine yapılan bildirimler ile ilgili olarak, zamanında ve doğru bir şekilde, ilgili piyasa katılımcılarının bilgilendirilmesinden,
Piyasa katılımcısının borçlu olması durumunda, piyasa katılımcısı tarafından kendisine gönderilen ödeme tutarının zamanında ve doğru şekilde merkezi uzlaştırma bankasına iletilmesinden; piyasa katılımcısının alacaklı olması durumunda ise merkezi uzlaştırma bankası tarafından kendisine gönderilen ödeme tutarının ilgili katılımcıya zamanında ve doğru şekilde iletilmesinden,
Ödeme işlemlerinin zamanında ve doğru şekilde gerçeklemesine yönelik olarak merkezi uzlaştırma bankası ile haberleşmeyi ve iletişimi sağlayacak uyumlu bir sistem kurulmasından,
sorumludur.
İKİNCİ BÖLÜM
Teminatlar
Teminatlara ilişkin genel esaslar
MADDE 124 – (1) Teminatlar, piyasa katılımcılarının piyasaya ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememesi veya faaliyetlerini gerçekleştirememesi durumunda, katılımcılar arasındaki nakit akışının sürekliliğini; piyasa katılımcısının ödemesini zamanında gerçekleştirememesi durumunda ise alacaklı durumunda olan diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınmasını sağlar.
(2) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarından, gün öncesi dengeleme, gün içi piyasası ve uzlaştırmaya ilişkin yükümlülüklerine karşılık teminat alır.
(3) Piyasa katılımcılarından gün öncesi dengeleme, gün içi piyasası ve uzlaştırmaya ilişkin yükümlülüklerini karşılamama risklerine bağlı olarak alınacak olan teminat tutarlarının hesaplanmasına ilişkin Teminat Hesaplama Prosedürü, Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak Kuruma sunulur ve internet sitesinde yayımlanır. Teminat Hesaplama Prosedürü için Kurul onayı şartı aranmaz ancak Piyasa İşletmecisi Kurum tarafından herhangi bir zamanda gerek görülen geliştirme ve değişiklikleri kendine tanınan süre içerisinde tamamlar.
(4) Teminat Hesaplama Prosedürü uyarınca hesaplanan toplam teminatını sağlayamayan piyasa katılımcıları ilgili piyasa faaliyetini gerçekleştiremez.
(5) Teminatlara ilişkin işlemler aşağıda belirtilen esaslara dayalı olarak yürütülür;
a)
b)
c)
ç)
d)
e) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi merkezi uzlaştırma bankasını kullanır.
f) Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma bankası arasında yapılan merkezi uzlaştırma bankası anlaşmasıyla, merkezi uzlaştırma bankasının görev ve sorumlulukları belirlenir.
g) Piyasa katılımcılarının teminat işlemlerinin yürütülmesine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma bankasıyla, ilgili anlaşmayı imzalayarak, çalışmaları esastır. Tüm piyasa katılımcıları, bireysel olarak, teminatlarına ilişkin işlemlerin yürütülmesi için merkezi uzlaştırma bankasında teminat hesapları açarlar. Bu hesapla ilgili tüm işlemlere ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma bankasına yetki verilir. Bu hesaba ilişkin olarak doğan faizler yasal yükümlülükler ve hizmet bedeli düşüldükten sonra, ilgili piyasa katılımcısına yansıtılır. Piyasa katılımcıları, teminatlarını birden fazla banka kullanarak sunabilir.
ğ) Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmadan kaynaklanan ödeme yükümlülüklerinin yerine getirilmesinin teminatı olarak, piyasa katılımcıları Teminat Usul ve Esaslarında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden oluşan teminat mektubu dışındaki tüm teminatlarını merkezi uzlaştırma bankasına, teminat mektuplarını Piyasa İşletmecisine sunar. Piyasa katılımcısı tarafından sunulan teminat mektubu dışındaki tüm teminatlar, merkezi uzlaştırma bankası, teminat mektupları ise Piyasa İşletmecisi tarafından muhafaza edilir.
h) Merkezi uzlaştırma bankası, Piyasa İşletmecisi adına katılımcı bazında piyasa faaliyetlerine ilişkin kendisine sunulan teminat tutarına, Piyasa İşletmecisi lehine rehin koyar.
ı) Piyasa katılımcısının madde 132/Ç’de belirtilen süreler içerisinde avans ve fatura ödemelerini gerçekleştirememesi durumu dışında, dengeleme mekanizması ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin ödeme ve tahsilatlar teminatlar kullanılarak yapılamaz.
(6) Merkezi uzlaştırma bankası tarafından sunulan teminat saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma bankası tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile fon yönetim komisyonu oranı piyasa katılımcısı ile merkezi uzlaştırma bankası arasında imzalanacak olan merkezi uzlaştırma bankası-katılımcı anlaşmasında yer alır. Bu oranlarda değişiklik olması durumunda, Piyasa İşletmecisi değişen oranları, bu oranların geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayınlar.
Teminat işlemlerine ilişkin süreç
MADDE 125
Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler
MADDE 126
Minimum teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 127
Gün öncesi dengelemede ve gün içi piyasasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 128
Dengesizliklerin uzlaştırılmasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 129
Toplam teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 130
Merkezi uzlaştırma bankasına sunulan teminatların iadesi
MADDE 131
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Avans Ödeme Bildirimleri, Uzlaştırma Bildirimleri, Faturalama, Ödemeler, Ödemelerin Yapılmaması
Avans ödeme bildirimleri
MADDE 132 – (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak, bir fatura döneminin her günü için Piyasa İşletmecisine ödeyeceği ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren günlük avans ödeme bildirimi, gün öncesi dengeleme faaliyetlerinin tamamlanmasını müteakiben en geç saat 14:30’da günlük bazda, Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma bankası ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur. Bu bildirim, yayımlandığı günden bir önceki gün gerçekleştirilen gün içi piyasası faaliyetlerine ve yayımlandığı gün gerçekleştirilen gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ilişkin alacak ve borçları kapsar.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan avans ödeme bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü.
c) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ç) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından merkezi uzlaştırma bankasına duyurulan avans ödeme bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin alacak dökümü,
b) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin borç dökümü.
c) Gün içi piyasaları faaliyetlerinden oluşan alacak dökümü,
ç) Gün içi piyasaları faaliyetlerinden oluşan borç dökümü.
Uzlaştırma bildirimleri
MADDE 132/A, – (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ödeyeceği ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren ön uzlaştırma bildirimi, en geç fatura dönemini takip eden ayın onbirinci günü, nihai uzlaştırma bildirimi ise, fatura dönemini takip eden ayın onbeşinci günü, PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan ön uzlaştırma bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ç) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
d) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,
e) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sistemi veriş miktarı dökümü,
f) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sisteminden çekiş miktarı dökümü,
g) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
ğ) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
h) Avans ve fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri.
(3)
(4) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan nihai uzlaştırma bildirimi, aşağıda yer alan kalemleri içerir:
a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
b)Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
c) Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
ç) Fark tutarı,
d) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
e) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında 0 (sıfır) ve 1 (bir) etiket değerlerine sahip kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
f) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
g) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji fazlasına ilişkin alacak dökümü,
ğ) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji açığına ilişkin borç dökümü,
h) Geçmişe dönük düzeltme kalemi,
ı) Sıfır bakiye düzeltme kalemi,
i) Süresinde ödenmeyen alacaklar payı,
j) Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
k) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,
l) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas veriş miktarı dökümü,
m) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas çekiş miktarı dökümü,
n) Gün içi piyasası katılımcısının satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,
o) Gün içi piyasası katılımcısının alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,
ö) Gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,
p) Avans ve fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri,
r) Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik hükümleri uyarınca hesaplanan alacak dökümü,
s) Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik hükümleri uyarınca hesaplanan borç dökümü,
ş) Uzlaştırma dönemi bazında kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programından sapma tutarı.
(5)
(6) Uzlaştırma sonucunda Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlar içerisinde mevzuat gereği olan vergi ve harçlar da yer alır.
Uzlaştırma bildirimlerine ilişkin düzeltmeler
MADDE 132/B,, – (1) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerinde tespit ettikleri hatalara ilişkin itirazlarının, ilgili fatura dönemine ait işlemler kapsamında değerlendirmeye alınabilmesi için, ön uzlaştırma bildirimlerine yapılacak itirazın bildirimlerin yapıldığı ayın onikinci günü saat 17:30’a kadar yapılması gerekir. İtirazların Piyasa İşletmecisi tarafından ayın ondördüncü günü 16:00’a kadar uygun bulunması halinde, faturalar düzeltilmiş bildirim miktarları esas alınarak düzenlenir. İtirazların ayın ondördüncü günü saat 16:00’a kadar sonuçlandırılamaması halinde 133 üncü maddedeki süreç uygulanır. İtirazın uygun bulunmaması durumunda da, bu süre içerisinde piyasa katılımcısına bilgi verilir.
Faturalama
MADDE 132/C, – (1) Piyasa İşletmecisi, bildirimlerin yapıldığı ayın onbeşinci gününden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre faturaları düzenler. PYS’de faturanın yayımlanma tarihi, fatura tebliğ tarihi olarak kabul edilir.
(2) Gün öncesi dengeleme faaliyetleri, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin tek bir fatura düzenlenir ve ilgili piyasa faaliyetiyle iştigal eden piyasa katılımcılarına faturaları Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilir.
(3) Piyasa İşletmecisi, bildirimlerin yapıldığı ayın onbeşinci gününden itibaren, katılımcının ilgili piyasa faaliyetlerine ilişkin düzenlenmiş olan faturalara istinaden borç/alacak bilgilerini merkezi uzlaştırma bankasına bildirir.
(4) Ödeme yapılacak piyasa katılımcıları, bildirimlerin yapıldığı ayın onbeşinci gününden itibaren yedi gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara göre ve gün öncesi dengeleme faaliyetleri, gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin düzenlenen faturayı Piyasa İşletmecisine gönderir.
(5) Nihai uzlaştırma sonuçlarına göre oluşan tutarlar, 213 sayılı Vergi Usul Kanununa istinaden Maliye Bakanlığının her yıl yayımladığı tahakkuktan vazgeçme sınırının altındaysa, bu sınıra ulaşıncaya kadar oluşan tutarlara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilmeyebilir. Yıl içinde söz konusu uzlaştırma tutarları toplamı, tahakkuktan vazgeçme sınırına ulaştığı ay toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Yıl içinde bu sınıra ulaşılmadığı takdirde yıl sonunda toplam tutara nihai uzlaştırma bildiriminde yer verilir ve buna göre fatura düzenlenir. Tahakkuktan vazgeçme sınırı her yıl Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulur.
Ödemeler ve tahsilat
MADDE 132/Ç – (1) Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ve gün içi piyasasına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına iletilen günlük avans ödeme bildirimlerinde yer alan bedeller, piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma bankasındaki hesabına aracı bankalar kullanılarak bir sonraki iş günü en geç saat 15:00’a kadar ödenir.
(2) Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ve gün içi piyasasına ilişkin günlük avans ödeme bildiriminde yer alan ve Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek olan bedeller, piyasa katılımcılarına Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma bankasındaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak bir sonraki iş günü en geç saat 17:00’a kadar ödenir.
(3) Hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş gününde saat 14:30 itibariyle yayımlanan günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ilk iş günü, en geç saat 15:00’e kadar gerçekleştirilir.
(4) Hafta sonu veya resmi tatil gününden bir önceki iş gününde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ilk iş günü en geç saat 17:00’a kadar gerçekleştirilir.
(5) Hafta sonu veya resmi tatil günlerinde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ikinci iş günü, en geç saat 15:00’e kadar gerçekleştirilir.
(6) Hafta sonu veya resmi tatil günlerinde gönderilen günlük avans ödeme bildirimlerine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına yapılacak olan ödemeler, hafta sonu veya resmi tatil gününü takip eden ikinci iş günü en geç saat 17:00’a kadar gerçekleştirilir.
(7) Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcıları tarafından gerçekleştirilen ödemelere ilişkin olarak merkezi uzlaştırma bankasından elektronik ortamda alınan dekontlar, ödeme alındı makbuzu yerine geçer ve ay sonunda uzlaştırmaya ilişkin olarak piyasa katılımcılarına veya Piyasa İşletmecisine iletilen faturanın ilgili kısmı avans olarak ödenmiş kabul edilir.
(8) Piyasa katılımcılarına uzlaştırmaya ilişkin iletilen faturaların bedelleri, gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemeleri ve aynı piyasa katılımcısının fatura alacaklısı olması durumunda alacak tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile borçlu piyasa katılımcıları tarafından aracı bankalar aracılığıyla Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma bankasındaki hesabına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden altıncı iş günü ödenir.
(9) Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine iletilen faturaların bedelleri, gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin avans ödemeleri ve aynı piyasa katılımcısının fatura alacaklısı olması durumunda alacak tutarı toplamı fatura bedelinden düşülmek kaydı ile Piyasa İşletmecisi tarafından alacaklı piyasa katılımcılarına en geç fatura tebliğ tarihini takip eden yedinci iş günü içerisinde, fatura tebliğ tarih ve sırasına göre, Piyasa İşletmecisinin merkezi uzlaştırma bankasındaki hesabından, aracı bankalar kullanılarak ödenir.
(10) Merkezi uzlaştırma bankası, sunmuş olduğu teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak katılımcıların ödemesi gereken hizmet bedellerini, aylık bazda piyasa katılımcılarına bildirir. Merkezi uzlaştırma bankası tarafından piyasa katılımcılarına iletilen hizmet bedelleri, bu bedelin tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde merkezi uzlaştırma bankasına ödenir.
(11) Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma bankası tarafından kendilerine yapılacak avans ve fatura ödemelerine ilişkin olarak tek bir aracı banka ile çalışırlar, merkezi uzlaştırma bankasına yapacakları ödemelere ilişkin olarak birden fazla banka ile çalışabilirler. Piyasa katılımcıları, merkezi uzlaştırma bankası tarafından kendilerine yapılacak avans ve fatura ödemelerine ilişkin birlikte çalışacakları aracı bankayı merkezi uzlaştırma bankasına ve Piyasa İşletmecisine yazılı olarak bildirir ve söz konusu bankayı değiştirmeleri durumunda, Piyasa İşletmecisine en kısa sürede bildirimde bulunur.
(12) Merkezi uzlaştırma bankası ve aracı bankalar tarafından teminatlar ve avans/fatura ödemelerine ilişkin olarak kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlanması gereken süreçlerin belirlenmiş olan süre zarfında tamamlanmayacağının ortaya çıkması durumunda, aracı banka merkezi uzlaştırma bankasını, merkezi uzlaştırma bankası Piyasa İşletmecisini ivedilikle bilgilendirir. Bu durumda, Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler ve bu değişikliklerle ilgili piyasa katılımcılarını bilgilendirir.
(13) Bu maddenin 12 nci fıkrasında belirtilen sebeplerden ötürü merkezi uzlaştırma bankası, aracı bankalar ve Piyasa İşletmecisinin teminat ve ödeme işlemlerine ilişkin olarak yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda taraflara uygulanacak yaptırımlar, ilgili taraflar arasında yapılan anlaşmalarda yer alır.
(14), İlgili uzlaştırma dönemine ilişkin olarak hem alacaklı, hem de borçlu olan piyasa katılımcıları için faturaya esas uzlaştırma bildiriminin yayımlanmasını ve alacak faturasının Piyasa İşletmecisine tebliğ edilmesini müteakiben alacak ve borçlar arasında mahsuplaşma işlemi otomatik olarak yapılır.
Avans ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/D – (1) Piyasa katılımcısının, söz konusu avans ödemesini, gün öncesi dengeleme faaliyetinin gerçekleştiği günü takip eden iş günü en geç saat 15:00’a kadar gerçekleştirmemesi durumunda piyasa katılımcısının temerrüde düştüğü kabul edilir.
(2), Piyasa katılımcısının, sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde TL cinsinden nakit teminatının bulunması ve sunması gereken toplam tutarın üzerinde olan teminat tutarının ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paranın ilgili avans ödeme bildirimine ilişkin katılımcının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda, katılımcının borcu, sunması gereken toplam teminat tutarının üzerindeki nakit teminattan otomatik olarak karşılanır ve katılımcı temerrüde düşmez.
(3) Piyasa katılımcısının söz konusu avans ödemesini bahsedilen zaman süresi içerisinde yapmaması ve ilgili tutarın katılımcının toplam teminatının üzerindeki nakit teminatından karşılanamaması durumunda, karşılanamayan miktara temerrüt faizi uygulanır. Katılımcıya uygulanan temerrüt faizi oranı, gün öncesi dengeleme faaliyetinin gerçekleştiği günü takip eden işgünü saat 15:00’dan sonra yapılan ödemeler için, 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranının %50’si, gün öncesi dengeleme faaliyetinin gerçekleştiği günü takip eden işgünü saat 17:00’dan sonra yapılan ödemeler içinse aynı maddeye göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine ödenen temerrüt faizi ile Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenen temerrüt faizi arasındaki toplam tutar farkına ilişkin gelir elde edilmesi durumunda, elde edilen bu gelir, ay sonunda diğer piyasa katılımcılarına sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında yansıtılır.
(5) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı avans bedelini, ilgili gün içerisinde en geç saat 17:00’a kadar ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Piyasa İşletmecisine uygulanan temerrüt faizi oranı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller her ay sonu itibariyle Piyasa İşletmecisine faturalanır.
(6) Piyasa katılımcısının söz konusu avans ödemesini en geç saat 15:00’a kadar yapmaması ve ilgili tutarın katılımcının toplam teminatının üzerindeki nakit teminatından karşılanamaması durumunda, herhangi bir ihbara gerek kalmaksızın katılımcının teminatı borçlarına mahsup edilir.
(7) Piyasa katılımcısına, ödemesi yapılmamış avans tutarında kullanılan teminatın, gereken teminat tutarı seviyesine kadar tamamlanması uyarısı, Piyasa İşletmecisi tarafından, en geç saat 16:00’a kadar yapılarak, katılımcının Teminat Usul ve Esaslarında teminat işlemlerine ilişkin süreçler kapsamında yer alan hükümler uyarınca teminatlarını tamamlaması istenir.
(8), Piyasa katılımcısının uyarıya rağmen, zamanında teminatını tamamlamaması durumunda, söz konusu piyasa katılımcısına Teminat Usul ve Esaslarında teminat işlemlerine ilişkin süreçler kapsamında ilgili piyasa faaliyeti için yer alan hükümler uyarınca işlem yapılır.
(9) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin madde 132/Ç de belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve/veya merkezi uzlaştırma bankası tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma bankasıyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(10) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.
Fatura ödemelerinin yapılmaması
MADDE 132/E, – (1) Piyasa katılımcısının, söz konusu faturadan kaynaklanan net borcunu, fatura tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Merkezi uzlaştırma bankası tarafından günlük olarak hesaplanan temerrüt faizi tutarlarının aylık toplamları faturaya esas değer olarak kabul edilir. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle ilgili piyasa katılımcısının faturasına yansıtılır.
(2) Piyasa katılımcısının, sunması gereken toplam teminat tutarının üzerinde TL cinsinden nakit teminatının bulunması ve sunması gereken toplam tutarın üzerinde olan teminat tutarının ve/veya piyasa katılımcısının serbest cari hesabında bulunan paranın ilgili fatura bildirimine ilişkin katılımcının borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda, katılımcının borcu, sunması gereken toplam teminat tutarının üzerindeki nakit teminattan otomatik olarak karşılanır ve katılımcı temerrüde düşmez.
(3) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden yedi iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanacaktır. Temerrüt faizi oranı, Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibariyle Piyasa İşletmecisine düzenlenen faturaya yansıtılır.
(4) Piyasa katılımcısının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi durumunda, piyasa katılımcısının ayrıca bir ihtara gerek olmaksızın temerrüt durumuna düştüğü kabul edilir. Temerrüt durumuna düşen piyasa katılımcısına ilişkin olarak, yasal yollar saklı kalmak üzere aşağıdaki işlemler yapılır:
a) Piyasa katılımcısının yatırmış olduğu teminat temerrüde düşülen borç tutarı kadar merkezi uzlaştırma bankası veya Piyasa İşletmecisi tarafından kullanılarak borçlarına mahsup edilir.
b) Piyasa katılımcısına, ödenmeyen fatura tutarı kadar merkezi uzlaştırma bankası tarafından kullanılan teminatın ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken toplam teminat tutarı seviyesine kadar tamamlanması uyarısı, Piyasa İşletmecisi tarafından fatura tebliğ tarihini takip eden yedinci iş günü en geç saat 16:00’a kadar yapılarak, katılımcının bir sonraki iş günü saat 10:30’a kadar teminat mektuplarını, 11:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını tamamlaması istenir.
c) Kendisine teminat çağrısı yapılan bir piyasa katılımcısının yeterli miktarda teminatı sunmaması ve/veya temerrüt durumuna düşen bir piyasa katılımcısının temerrüt borcunu yatırmadan teminatını tamamlaması durumunda, katılımcı gün öncesi planlama, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve dengeleme güç piyasası kapsamında faaliyetlerine devam edemez.
(5) Dördüncü fıkranın (b) bendi kapsamında yapılan uyarıya rağmen, piyasa katılımcısının temerrüde düşmesinden sonraki birbirini takip eden üç iş günü boyunca saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesinin sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamaması durumunda, söz konusu piyasa katılımcısı ile ilgili olarak;
a) Piyasa katılımcısının portföyünde yer alan ve kendi tüzel kişiliğine ait olmayan serbest tüketiciler ve ilgili görevli tedarik şirketinin enerji sağladığı serbest olmayan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme dağıtımdan bağlı olması durumunda ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve iletimden bağlı olması durumunda TEİAŞ’a, ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
b) Piyasa katılımcısı hakkında ivedilikle Kuruma bilgi verilir ve mevzuata uyulmaması kapsamında Kanunun 16 ncı maddesi çerçevesindeki gerekli yaptırımlar Kurum tarafından başlatılır.
c)
ç), Piyasa katılımcısının adına PYS’ de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları, katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin teminat hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde silinir ve bu işlem ile ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ’a, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye ve ilgili görevli tedarik şirketine; ilgili görevli tedarik şirketi veya OSB tarafından da iki iş günü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir.
d), Görevli tedarik şirketinin portföyüne düşen veya dağıtım lisansı sahibi ilgili OSB bünyesinde enerji tedarik edecek olan serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, ilgili tedarik şirketinin dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili dağıtım şirketine yapılan bildirimi takip eden ikinci iş günü dahil olmak üzere belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
e) Talep edilmesi halinde, 133 üncü maddenin beşinci fıkrasında belirtilen itiraz süresinin sonu itibariyle, tüm muaccel borçlarını aşan teminat tutarının artan kısmı, piyasa katılımcısına iade edilir.
f) Teminat tutarının piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine olan tüm muaccel borçlarını karşılamaması durumunda, eksik olan kısım süresinde ödenmeyen alacaklar payı adı altında diğer piyasa katılımcılarına sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında yansıtılır.
g) Teminat tutarı üzerindeki süresinde ödenmeyen alacaklar için temerrüt faizi hesaplanmasına devam edilir ve tahsilat için yasal yollara başvurulur.
ğ) Diğer piyasa katılımcılarına yansıtılan alacakların, ileri bir tarihte tahsil edilmesi halinde; tahsil edilen tüm tutar, borcun yansıtılmış olduğu piyasa katılımcılarına, borcun paylaştırıldığı oranda yansıtılır.
h) Takip eden fatura döneminin son ödeme tarihi itibariyle tüm muaccel borçlarını aşan teminat tutarının artan kısmının, nakit teminat olması ve ilgili katılımcının nakit teminat tutarına eşdeğer teminat mektubu sunması durumunda, mevcut nakit tutar katılımcıya iade edilir.
ı) Piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda, dengeden sorumlu grup, dengeden sorumlu tarafın temerrüde düştüğü fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır. Dengeden sorumlu grubun tarafı ve grupta yer alan diğer katılımcılar için teminat hesabı, Teminat Usul ve Esaslarda dengeden sorumlu grubun dağıtılması sonrasında teminatın yeniden hesaplanmasına ilişkin olarak yer alan hükümlere göre yapılır.
i) (ç) bendi kapsamında serbest tüketici kayıtlarının silindiği ilk fatura dönemini takip eden ve serbest tüketici listeleri kesinleşmemiş tüm fatura dönemlerine ilişkin piyasa katılımcısı tarafından yapılmış olan serbest tüketici talepleri iptal edilir. Teminat seviyesi sunması gereken teminat tutarının altında olduğu süre boyunca, serbest tüketici talebinde bulunmasına izin verilmez.
j) Bu fıkra kapsamında ilgili süreçlerin uygulandığı piyasa katılımcısı hakkında tüm piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bilgi verilir.
(6) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin 132/Ç maddesinde belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma bankası tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma bankasıyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(7) Piyasa katılımcısına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve temerrüt faizi Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.
Merkezi uzlaştırma bankasına hizmet komisyonu ödemelerinin yapılmaması MADDE 132/F –Piyasa katılımcısının, söz konusu aylık hizmet komisyonunu, tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi durumunda uygulanacak hükümler piyasa katılımcısı ile merkezi uzlaştırma bankası arasında yapılacak olan merkezi uzlaştırma bankası-katılımcı anlaşmasında yer alır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
İtirazlar ve Düzeltme İşlemleri
İtirazlar
MADDE 133 – (1) Piyasa katılımcıları, fatura dönemine ait uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara ilişkin itirazda bulunabilir. Fatura itiraz başvuruları, itirazların veriş-çekiş ölçüm değerlerine ilişkin olması halinde TEİAŞ’ın ilgili birimlerine veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye; diğer durumlarda Piyasa İşletmecisine faturanın tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılır. İtiraz başvurularında, itiraz sebeplerinin belirtilmesi zorunludur.
(2) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerine ve/veya faturalara itirazda bulunmaları, ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
(3) Yapılan itirazın veriş-çekiş ölçüm değerlerine veya 17 nci maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca oluşturulan kategorilerin toplam tüketim değerlerine ilişkin olması halinde;
a) TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, kendisine yapılan itirazı, 15 gün içerisinde sonuçlandırarak ilgili piyasa katılımcısına ve Piyasa İşletmecisine bildirir
b) Belirlenen süre içerisinde TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından Piyasa İşletmecisine sonuçları bildirilmeyen başvuruların haklı olduğu varsayılarak Geçmişe Dönük Düzeltme Kalemi hesaplamalarında değerlendirilir.
c) Piyasa İşletmecisi TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından kendisine sonuçları bildirilen itirazları 5 iş günü içerisinde sonuçlandırır ve itirazın haklı bulunması durumunda gerekli düzeltme işlemi yapılır. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.
(4) Yapılan itirazın veriş-çekiş ölçüm değerleri dışında bir sebebi olması halinde;
a) Piyasa İşletmecisi, kendisine PYS üzerinden yapılan itirazın sebebine göre; itirazın yük alma-yük atma talimat kayıtlarına ilişkin olması halinde Sistem İşletmecisi ile irtibat kurarak, diğer hallerde kayıt bilgilerini ve uzlaştırma hesaplamalarını incelemek suretiyle, itirazın haklılığını araştırır.
b) Maddi hatalar ilgili piyasa katılımcısı ya da Piyasa İşletmecisi tarafından derhal, maddi hatalar dışındaki itiraz başvuruları Piyasa İşletmecisi tarafından, 20 iş günü içerisinde sonuçlandırılır ve itiraz sonuçları piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir. İtirazın haklı bulunması durumunda ve/veya Piyasa İşletmecisinin bir itiraz olmaksızın yapılan bir hatayı tespit etmesi halinde, gerekli düzeltme işlemi yapılır.
(5) Fatura tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılmayan ve başvuru tarihi itibariyle en fazla 6 ay önceki fatura dönemine ait itiraz başvuruları ile üçüncü fıkrada yer alan (b) bendi uyarınca sonuçlandırılan itiraz başvurularının, itiraz başvurusunu takip eden 3 ay içerisinde Piyasa İşletmecisi tarafından değerlendirilerek sonuçlandırılması veya Piyasa İşletmecisi tarafından diğer hataların tespit edilmesi durumunda, gerekli düzeltme işlemi gerçekleştirilir. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.
(6) Piyasa İşletmecisi tarafından varılan sonuca ilişkin ihtilaflar, piyasa katılımcılarının başvuruları üzerine Kurum tarafından incelenir.
Düzeltme işlemleri
MADDE 134 – (1) (1) Piyasa katılımcıları tarafından uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara ilişkin Piyasa İşletmecisine yapılan itirazların yapılan değerlendirme sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilir. İtirazın sonuçlandırılmasını takiben Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına, detaylı enerji miktarları ve bedellerinin de yer aldığı düzeltmeye ilişkin PYS üzerinden bildirim yapılır. Yapılan düzeltme sonucunda, piyasa katılımcısı ya da katılımcılarına yapılması gereken ya da piyasa katılımcısı ya da katılımcılarının yapması gereken ödeme, düzeltme işlemlerini takip eden ilk ön uzlaştırma bildiriminde belirtilir ve ilgili fatura bildiriminde, geçmişe dönük düzeltme kalemi olarak yer alır. Geçmişe dönük düzeltme kalemi, düzeltme yapılan fatura dönemine ilişkin tüm dengesizlik uzlaştırması işlemlerinin yeniden yapılarak, hata düzeltme işleminin tüm katılımcılar üzerindeki etkisi değerlendirilecek şekilde belirlenir. Oluşması halinde artık bakiye ilgili ayın sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında piyasa katılımcılarına yansıtılır.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından kendisine kesilmiş olan faturalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan itirazlara ilişkin düzeltmeler ilgili piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan fatura itiraz başvuruları ile birlikte ilgili piyasa katılımcısı tarafından gönderilmiş olan fatura iade edilir. İlgili piyasa katılımcısı tarafından düzeltilmiş olan fatura Piyasa İşletmecisine yeniden gönderilir.
SEKİZİNCİ KISIM
Diğer, Geçici ve Son Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Rekabete aykırı eylem ve işlemler,
MADDE 135 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında ele alınan herhangi bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde olduğundan şüphelenilen tüzel kişilere ilişkin Rekabet Kurumunca inceleme yapılmasına dair girişimler; Piyasa İşletmecisinin ve/veya Sistem İşletmecisinin buna ilişkin rapor düzenleyerek Kuruma sunması ile ya da doğrudan, Kurum tarafından başlatılır.
(2) Rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde oldukları Rekabet Kurumunca tespit edilen katılımcılar ve/veya dengeleme birimlerinin gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasası kapsamındaki azami fiyat limitleri Kurul kararı ile en fazla 1 yıl süre ile katılımcı ve/veya dengeleme birimi bazında düzenlenebilir. Söz konusu düzenlemeye ilişkin usul ve esaslar Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda ele alınır.
Piyasa katılımcılarına sunulacak veriler
MADDE 136 – (1), Organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine ilişkin, faaliyetleri destekleyici ve öngörülebilirliği artırıcı nitelikteki veri ve bilgilerin Piyasa İşletmecisinin uhdesindeki Şeffaflık Platformunda yayımlanması esastır. Şeffaflık Platformunda yayımlanacak bilgi ve veriler, yayımlanma periyodları ve ilgili lisans sahibi tüzel kişilerin veri paylaşım yükümlülükleri Kurum tarafından hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Usul ve Esaslar ile belirlenir.
(2) 9/10/2003 tarihli ve 4982 sayılı Bilgi Edinme Hakkı Kanunu kapsamında yer alan ticari sır niteliğini taşıyan hususlar bu hükmün kapsamı dışındadır.
Yükümlülüğün yerine getirilmemesi
MADDE 137 – (1) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülükler hariç olmak üzere, Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, tüzel kişilerin bu Yönetmelik kapsamındaki kendisine ve/veya merkezi uzlaştırma bankasına karşı olan yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda, ihlalin derhal ortadan kaldırılması için ilgili tüzel kişilere yazılı olarak ya da PYS aracılığı ile bildirimde bulunur. Bildirimin tebliğ tarihinden itibaren 15 gün içerisinde ihlalin giderilmemesi halinde Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.
(2) Kurum Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi tarafından gönderilen rapor kapsamında ve/veya mevzuatın ihlali yönünde elde ettiği bulgular çerçevesinde gerçekleştirdiği inceleme neticesinde ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygular.
Devir ve temlik
MADDE 138 – (1) Bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerle ilgili olarak yapılan, Dengeden Sorumlu Grup oluşturma haricindeki, devir ve temlikler Piyasa İşletmecisine karşı hüküm ifade etmez. Bu Yönetmelik kapsamındaki alacak ve haklar ise ancak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen hususlara uygun olarak ve Piyasa İşletmecisinden onay almak kaydıyla temlik edilebilir.
Tebligat
MADDE 139 – (1) Bu Yönetmelikle ilgili tüm bildirim ve faturalarda Piyasa Katılım Anlaşmasında, Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasında ve Gün İçi Piyasası Katılım Anlaşmasında belirtilen usuller uygulanır.
Mücbir sebep
MADDE 140 – (1) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde belirtilen mücbir sebep hallerinde bu Yönetmelik hükümleri uygulamaya devam olunur.
Gizlilik
MADDE 141 – (1) Bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi, piyasa katılımcıları tarafından verilen bilgi ve belgelerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almakla yükümlüdür.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 142 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
İKİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri santralları
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Kanunun geçici 12 nci maddesi kapsamında lisans verilmiş olanlar da dahil olmak üzere yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri modelleri ile mevcut sözleşmeleri kapsamında TETAŞ’a elektrik enerjisi satmakta olan üretim tesislerine ilişkin kayıt güncelleme işlemleri TETAŞ tarafından yapılır.
(2) Bu kapsamdaki dengeleme birimlerinin günlük üretim programlarının ve yük alma ve yük atma tekliflerinin sunulmasına ve dengeleme mekanizmasına katılımları ile ilgili olarak bu Yönetmelikte düzenlenen iş ve işlemlerin yerine getirilmesine ilişkin hak ve yükümlülükler TETAŞ’a aittir.
(3) Söz konusu dengeleme birimlerine ait kabul edilen yük alma ve yük atma teklifleri, elektrik enerjisi alış ve satış miktarları ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları, TETAŞ’ın uzlaştırma hesabına işlenir ve söz konusu miktarlara ilişkin alacak ve borçlar TETAŞ’a tahakkuk edilir.
Kayıt güncelleme
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri kapsamında Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmış olan piyasa katılımcılarının kayıtları geçerliliğini sürdürür. Piyasa katılımcıları, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde kayıtlarında güncelleme yapılması ihtiyacı doğması durumunda, gerekli bilgi ve belgeleri Piyasa İşletmecisine sağlayarak kayıt güncelleme işlemlerini bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren en geç 2 ay içerisinde sanal uygulama kapsamında tamamlar. Kayıtların güncelleme işlemlerinin tamamlanması ile birlikte, piyasa katılımcıları, bir dengeden sorumlu gruba katılabilirler ya da ait oldukları dengeden sorumlu grubu değiştirebilirler.
Uygulamanın başlaması
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca yapılacak uygulamalar, 1/12/2009 günü saat 00:00’a kadar herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal uygulama kapsamında gerçekleştirilir. Sanal uygulamanın ilk 2 ayında profilleme uygulamasının geliştirilmesi, ikili anlaşmaların saatlik olarak yeniden düzenlenmesi ve tüm katılımcıların ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin gerekli altyapı ve kapasite geliştirmesi çalışmaları tamamlanır. Sanal uygulamanın son 5 ayında dengeleme ve uzlaştırma uygulamaları herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal olarak gerçekleştirilir. Sanal uygulamaya ilişkin ilgili tarafların görevleri, sorumlulukları ve yapılacak işlemler, kayıt güncelleme işlemleri tamamlanıncaya kadar TEİAŞ tarafından ilgili tüm taraflara duyurulur.
(2) 1/12/2009 tarihine kadar, 142 nci maddede yer alan Yönetmeliğin uygulanmasına devam olunur.
(3) 142 nci maddede yer alan Yönetmelik kapsamında yapılan uzlaştırma ve faturalama işlemleri ve bu işlemlere yapılan itirazlar, söz konusu Yönetmelik kapsamında sonuçlandırılır.
Teminat ve Avans Ödemeleri,
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Teminat mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına kadar piyasa katılımcılarının teminat sağlamaması, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine katılmaları önünde engel teşkil etmez. Teminatın sağlanmaması, piyasa katılımcıları ve dengeden sorumlu tarafların bu Yönetmelik kapsamındaki faaliyetlerine ilişkin ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Teminat ve avans ödemeleri mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına ilişkin çalışmalar 28/2/2011 tarihine kadar tamamlanır. Teminat ve avans ödemeleri mekanizması gün öncesi piyasasının işlerlik kazanması ile eş zamanlı olarak uygulamaya girer.
(2) Teminat mekanizmasının uygulamaya girdiği ilk 4 günde, piyasa katılımcılarından minimum teminat talep edilir.
(3) Teminat mekanizmasının uygulamaya girdiği tarihi takip eden ilk fatura dönemine ilişkin fatura bildirim tarihine kadar 129 uncu maddede yer alan hükümler uygulanmaz.
Gün öncesi planlama
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Gün öncesi piyasasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına kadar gün öncesi dengeleme, gün öncesi planlama aracılığıyla gerçekleştirilir. Gün öncesi piyasasının işlerlik kazanacağı tarih en az 1 ay öncesinden Kurul Kararı ile ilan edilir.
(2) Gün öncesi planlamanın geçerli olduğu süre boyunca, 88 inci ve 89 uncu maddelerde ele alınan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri ve değişiklikler, satıcı olan piyasa katılımcısı tarafından uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildiriminin geçerli olduğu uzlaştırma döneminin yer aldığı günün bir gün öncesinde saat 10:30’a kadar, alıcı olan piyasa katılımcısı tarafından ise 11:30’a kadar onaylanarak tamamlanır.
(3) Gün öncesi planlamadan gün öncesi piyasasına geçiş aşamasında, gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin kayıt işlemleri Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek süre içinde, piyasa katılımcılarının kayıt işlemlerine ilişkin hükümlerde belirtildiği şekilde gerçekleştirilir.
Dengeleme birimlerinin sayaç yerleri
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarihte sayaçları ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülebilmesini sağlayacak yerde bulunmayan dengeleme birimlerinin, dengeleme birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilmeleri için sayaç yerlerini 31/12/2010 tarihine kadar ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde ve ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülmesini sağlayacak şekilde değiştirmeleri esastır. Belirtilen süre içinde sayaç yerlerini değiştirmeyen üretim tesisleri 31/12/2010 tarihinden itibaren sadece uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilirler.
Teklif bölgelerinin belirlenmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak ilk kez yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, Gün Öncesi Piyasasında geçerli olacak teklif bölgelerinin, uygulamanın işlerlik kazanmasından en az 6 ay öncesinde Sistem İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına duyurulması esastır.
Otomatik Sayaç Okuma Sisteminin kurulması
GEÇİCİ MADDE 8, – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketleri tarafından 1/10/2012 tarihine kadar OSOS kurulmasına ilişkin çalışmalarını tamamlar. Bu sürenin bitimine kadar, OSOS kurulum işlemlerinin tamamlanamaması durumunda, OSOS kurulum yükümlülüğü saklı kalmak kaydıyla, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerinin belirlenmesinde bu Yönetmeliğin 81 inci maddesinin altıncı ve yedinci fıkralarında belirtilen hükümler uygulanır.
Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından 1/6/2010 tarihine kadar belirlenerek Kuruma teklif edilir.
Kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi
GEÇİCİ MADDE 10,
Dengeleme güç piyasası kapsamında etiket değerlerinin belirlenmesi ve sistem marjinal fiyatının hesaplanmasına ilişkin esaslar
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Kurum tarafından Başkan oluru ile yayımlanacak Dengeleme Güç Piyasası kapsamında Etiket Değerlerinin Belirlenmesi ve Sistem Marjinal Fiyatının Hesaplanması Prosedürünü en geç 1 Aralık 2011 tarihine kadar Kurum internet sitesi aracılığı ile piyasa katılımcılarına duyurulur.
Mevcut sayaçların OSOS kaydı
GEÇİCİ MADDE 12 – (1) İlgili dağıtım şirketi tarafından OSOS sisteminin işler hale getirilmesini müteakip, söz konusu tarihte kaydı yapılmış olan fakat Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamına dâhil olan sayaçlar için bu usul ve esas uyarınca görevlerini ve sorumluluklarını yerine getirmeleri için sorumlu tüzel kişilere durumun tebliğini takiben üç ay süre tanınır. Bu süre sonunda dağıtım şirketi tarafından sayaçların OSOS ile iletişim kurulması için gerekli test işlemleri gerçekleştirilir. Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamına dâhil olan sayaçlar için bu usul ve esaslar uyarınca sayaç üzerinde yer alacak uzaktan haberleşme donanımının testleri de bu esnada gerçekleştirilir.
(2) TEİAŞ tarafından kurulan OSOS sistemi kapsamına Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca dâhil olması gerekip, önceden kaydı yapılmış olan sayaçlar için ise bu usul ve esaslar uyarınca belirlenen görevlerini ve sorumluluklarını yerine getirmeleri gereken ilgili taraflara üç ay süre tanınır. Bu süre sonunda TEİAŞ tarafından OSOS ile iletişim kurulması için gerekli test işlemleri gerçekleştirilir. Söz konusu testin başarılı olmaması halinde OSOS sistemine dâhil edilemeyen sayaçların kaydı silinir.
OSOS’un kurulu olmadığı dönemde sayaç kayıtları
GEÇİCİ MADDE 13 – (1) Dağıtım şirketi tarafından tesis edilip işletilecek OSOS’un kurulu olmaması halinde Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca sayaç üzerinde yer alacak uzaktan haberleşme donanımını sağlamakla sorumlu olan tarafın bu sorumluluğunu yerine getirip getirmediği, OSOS’un kurulmasını müteakip yapılacak olan OSOS ile iletişim kurulmasına dair testler esnasında değerlendirilecektir. OSOS kurulana kadar yapılacak sayaç kayıtlarında, ilk endeks tespit protokolü ile ölçüm sistemlerinin test tutanağı yeterli kabul edilir.
(2) Bölgesinde bulunan serbest tüketiciye perakende satış anlaşması kapsamında kurulca onaylanmış perakende satış tarifeleri dışında, ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketi, madde 30/A uyarınca kayıt olması gereken bu şekilde tedarik yaptığı tüketicilere dair uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi kayıtlarını yaptırmak üzere 30/11/2010 tarihine kadar Piyasa İşletmecisine başvuracaktır. Piyasa İşletmecisi söz konusu başvurulara ilişkin kayıtları 30/4/2011 tarihine kadar tamamlar.
Risk Katsayısı
GEÇİCİ MADDE 14 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan Risk Katsayısı 1,5’tir.
Minimum nakit teminat tutarı
GEÇİCİ MADDE 15 – (1)
Teminat mektubu miktarı
GEÇİCİ MADDE 16, – (1)
Minimum teminat tutarı hesaplamaları
GEÇİCİ MADDE 17 – (1) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (STT_1) piyasa katılımcısının perakende, toptan satış lisansı sahibi tüzel kişi veya işletmedeki kurulu güç toplamı 1000 MW ve üzerinde olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda 200.000 TL’dir.
(2) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (STT_2) işletmedeki kurulu güç toplamı 50 MW ve altında olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda 10.000 TL’dir.
(3) Teminat mekanizmasının yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve minimum teminat tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan sabit teminat tutarı (TT_KGUC) işletmedeki kurulu güç toplamı 50 MW ile 1000 MW arasında olan üretim, OSB üretim, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansına sahip tüzel kişi olması durumunda, 200 TL/MW’tır.
Asgari temerrüt matrahı ve asgari temerrüt faizi tutarı
GEÇİCİ MADDE 18,,
Merkezi uzlaştırma bankası olarak çalışılacak bankanın belirlenmesi
GEÇİCİ MADDE 19 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren, bir ay içerisinde, bu Yönetmelikte yer alan merkezi uzlaştırma bankasına ait görevleri yerine getirmek ve teminat mekanizmasının işletilmesi ve ödemelerin zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilerek, piyasadaki nakit akışının sürekli bir şekilde sağlanması amacına yönelik olarak, Piyasa İşletmecisi ile piyasa katılımcıları tarafından kullanılacak olan merkezi uzlaştırma bankası olarak İMKB Takas ve Saklama Bankası A.Ş. arasında beş yıl süreli merkezi uzlaştırma bankası anlaşması imzalanır.
Gün Öncesi Planlama Kapsamında Kısıt Yönetimi
GEÇİCİ MADDE 20 – (1) Gün öncesi piyasasının işlerlik kazandığı tarihe kadar, Sistem İşletmecisi tarafından, bu Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin birinci fıkrası ile 44 üncü maddesinin ikinci fıkrası kapsamında belirtilen, bir sonraki güne ait kuvvetle muhtemel sistem kısıtlarının gün öncesi planlama modulüne girişi yapılmaz ve gün öncesi planlama kapsamında sistem satış ve sistem alış teklifleri sistem kısıtları dikkate alınmaksızın değerlendirilir. Kısıt yönetimi bu kısıtlar da dahil olmak üzere dengeleme güç piyasası kapsamında değerlendirilir.
Dengesizlik fiyatı uygulamasına ilişkin katsayı
GEÇİCİ MADDE 21 – (1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihte geçerli olan ve 110 uncu madde uyarınca enerji dengesizlik tutarı hesaplamalarında kullanılacak olan “k” ve “l” katsayılarının başlangıç değeri 0’dır.
Dengeleme Güç Piyasası kapsamında teklif seviyeleri arası fiyat farkı oranı
GEÇİCİ MADDE 22 – (1) 70 inci madde uyarınca teklif fiyatları arasında olabilecek farka ilişkin oranın başlangıç değeri %20’dir.
Fark Fonu
GEÇİCİ MADDE 23
Görevli perakende satış şirketinin kayıt işlemleri
GEÇİCİ MADDE 24 – (1) Dağıtım şirketleri ile 27/9/2012 tarihli ve 28424 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Dağıtım ve Perakende Satış Faaliyetlerinin Hukuki Ayrıştırılmasına İlişkin Usul ve Esaslar kapsamında kurulacak olan görevli perakende satış şirketleri en geç 1/2/2013 tarihine kadar gerekli kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvurur.
17 nci maddeye ilişkin uygulama işlemleri
GEÇİCİ MADDE 25 – (1) 17 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında oluşturulacak kategorilere ilişkin hususlar, 1/1/2013 tarihine kadar Kurul kararı ile belirlenir.
(2) 17 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında oluşturulacak kategorilere ve dağıtım şirketine ilişkin uzlaştırma işlemleri, 1/7/2013 tarihine kadar birlikte gerçekleştirilir.
(3) Toplam Tüketim Tahmini Belirleme Metodolojisi 1/4/2013 tarihine kadar Kurum tarafından yayımlanır.
Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarı
GEÇİCİ MADDE 26 – (1) 1/1/2016 tarihine kadar Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarının sıfır bakiye düzeltme katsayıları kullanılarak piyasa katılımcılarından tahsiline devam edilir.
İletim kayıplarının TEİAŞ tarafından satın alınması
GEÇİCİ MADDE 27 – (1) TEİAŞ 1/1/2016 tarihinden itibaren iletim sistemi kayıplarını satın almaya başlar. 1/1/2016 tarihinde iletim sistemi kayıplarının uzlaştırılmasını teminen TEİAŞ’ın Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kaydı gerçekleştirilir.
EPİAŞ’ın piyasa işletim faaliyetine başlaması
GEÇİCİ MADDE 28 – (1) EPİAŞ piyasa işletim lisansı alana kadar Piyasa İşletmecisi TEİAŞ’tır.
Yayımlanacak usul esas ve prosedürler
GEÇİCİ MADDE 29 – (1) Aşağıda yer alan usul esas ve prosedürler en geç 1/6/2015 tarihine kadar yayımlanır:
a) Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Raporlama Prosedürleri,
b) Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar.
Asgari ve Azami Fiyat Limitleri
GEÇİCİ MADDE 30 – (1) Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar çerçevesinde belirlenene kadar ilgili piyasalarda asgari fiyat limitleri 0 TL/MWh, azami fiyat limitleri 2000 TL/MWh olarak uygulanır.
Önceki alacak veya borçlara ilişkin uygulama
GEÇİCİ MADDE 31 – (1) TEİAŞ’ın taraf olduğu dava ve takiplerden EPİAŞ’ın faaliyetleriyle ilgili olanlar, EPİAŞ’ın faaliyete geçiş tarihinden itibaren EPİAŞ tarafından yürütülür.
Dengeleme birimi olan tüketim noktalarının dengeleme güç piyasası kapsamında yerine getirilmeyen talimatlara ilişkin maliyetlerden muafiyeti
GEÇİCİ MADDE 32 – (1) Dengeleme birimi olan tüketim noktaları 1/1/2016 tarihine kadar 102/A ve 105/A maddeleri kapsamında hesaplanan yerine getirilmeyen yük alma/atma talimatlarına ilişkin maliyetlerden muaf tutulur.
Teminat Hesaplama Prosedürü ile Fark Tutarı Prosedürünün hazırlanması
GEÇİCİ MADDE 33 – (1) Teminat Hesaplama Prosedürü ve Fark Tutarı Prosedürü piyasa işletmecisi tarafından ilgili çalışmalar tamamlanarak 01/06/2016 tarihine kadar Kuruma sunulur.
Serbest tüketici portalı ile serbest tüketici veri tabanının geliştirilmesi
GEÇİCİ MADDE 34 – (1) EPİAŞ serbest tüketici portalı ile serbest tüketici veri tabanına ilişkin geliştirmeleri en geç 1/1/2017 tarihine kadar tamamlar.
Serbest olmayan tüketicilerin kaydı
GEÇİCİ MADDE 35 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler hizmet sundukları ve sayaçlarını okumakla yükümlü oldukları serbest olmayan tüketicilerin 30/B maddesinin birinci fıkrasında yer alan bilgilerini 1/6/2018 tarihine kadar serbest tüketici veri tabanına kaydeder.
(2) Söz konusu kayıtlar, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından güncel tutulur ve tüketici serbest olana kadar tedarikçilerin erişimine açılmaz.
Yaz saati uygulaması
GEÇİCİ MADDE 36 – (1) Yaz saati uygulamasının tüm yıl devam etmesi halinde bu Yönetmeliğin 50 nci, 52 nci, 57 nci, 58 inci, 63 üncü, 68 inci, 69 uncu, 71 inci, 88 inci ve 89 uncu maddeleri ile belirlenmiş olan süreler Piyasa İşletmecisi tarafından bir saate kadar ötelenebilir. Bu durumda belirlenen yeni süreler uygulanmaya başlamadan önce Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.
Yürürlük
MADDE 143 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 144 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_103e18b438377.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (ccc) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(4) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin portföylerinde yer alan üretim tesislerinin bir veya birden fazlasının uzlaştırma hesaplamalarının tesis bazında ayrı ayrı yapılmasının talep edilmesi halinde, talep edilen tesislerin her biri aynı tüzel kişilik altında farklı kategoriler olarak kayıt edilebilir. Oluşturulan kategoriler için tüm uzlaştırma işlemleri ayrı ayrı gerçekleştirilir.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(5) 17 nci maddenin dördüncü fıkrası kapsamında oluşturulan kategoriler herhangi bir dengeden sorumlu grupta yer alamazlar. Kategorilere konu tesisler kategoriler oluşturulmadan önce bir dengeden sorumlu grubun içerisinde bulunuyorlarsa bu dengeden sorumlu gruptan çıkartılırlar.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 30/A maddesinin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri, dördüncü fıkrası, on ikinci fıkrası, on üçüncü fıkrasının (b) bendi ve on beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) Tedarikçi değiştirmesi veya Kurulca onaylanmış perakende satış tarifelerinden enerji almaktayken ilgili görevli tedarik şirketinden ikili anlaşma ile enerji alması durumunda serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen piyasa katılımcısı veya serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen görevli tedarik şirketi, portföy değişikliği ile ilgili talebini, içinde bulunulan ayın en geç altıncı gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar bilgi girişlerini PYS üzerinden yaparak, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu PYS üzerinden beyan eder. Yeni tedarikçi tarafından yapılan bilgi girişleri, serbest tüketicinin mevcut tedarikçisine, PYS aracılığıyla içinde bulunulan ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 17:00’da duyurulur.
b) Bir fatura dönemi içerisinde herhangi bir tüketicinin kullanımında olmayan bir tüketim noktasında enerji tüketmeye başlayacak olması durumunda, bu serbest tüketiciye ikili anlaşma ile enerji satmak isteyen tedarikçi PYS üzerinden bilgi girişlerini yaparak ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu beyan eder. Bu talep, bilgi girişinin yapılmasına müteakip ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye PYS üzerinden bildirilir. Serbest tüketici, bilgi girişinin yapıldığı dönemden itibaren ilgili tedarikçinin portföyüne eklenir.”
“(4) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi veya teminat yükümlülüklerini yerine getirmemesi nedeni ile portföyünden çıkarılan serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen bir piyasa katılımcısının, ilgili serbest tüketiciye enerji tedariği yapacağını, portföyden çıkarılma işleminin yapıldığı ayın yirminci gününden önceki son iş günü saat 24:00’a kadar, ilgili serbest tüketici ile ikili anlaşması olduğunu Piyasa İşletmecisine bildirmesi durumunda, ilgili kayıt güncelleme işlemleri Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.”
“(12) Gerekmesi halinde Piyasa İşletmecisi, serbest tüketicinin yeni tedarikçisi olmak isteyen ilgili piyasa katılımcısından ikili anlaşmasına ilişkin bilgileri beyan etmesini ve bunu ispat edici belgeleri sunmasını talep edebilir.”
“b) Serbest tüketiciyle ikili anlaşma yapmadan serbest tüketici sayaç kaydı için başvurduğunun tespiti halinde tespitin yapıldığı tarihten sonraki ilk kesinleşen sayaç listesinin duyurulmasını takip eden ayın ilk gününden geçerli olmak üzere ilgili serbest tüketicinin kaydı piyasa katılımcısının portföyünden çıkarılır ve bir önceki tedarikçisinin talebi varsa onun, yoksa görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir. İhlali tespit edilen piyasa katılımcısı Piyasa İşletmecisi tarafından Kuruma raporlanır. Söz konusu piyasa katılımcısı Kurul Kararı ile üç ay süreyle ikili anlaşmalar kapsamında yeni tüketici kaydedemez ve bu piyasa katılımcısına Kanunun 16 ncı maddesi uyarınca yaptırım uygulanır. Bu serbest tüketici ile ilgili olarak geçmişe dönük düzeltme yapılmaz.”
“(15) Bir serbest tüketicinin birden fazla tedarikçi tarafından PYS üzerinden talep edilmesi halinde, ikili anlaşmaya ilişkin yazılı kanıtlayıcı bilgiler Piyasa İşletmecisi tarafından talep edilir ve ilgili piyasa katılımcıları tarafından altıncı fıkrada belirtilen süreler içerisinde PYS üzerinden beyan edilir. Piyasa İşletmecisi tarafından gerekli kontroller yapılır ve ikili anlaşma beyanı geçerli bulunan tedarikçinin portföyüne serbest tüketicinin geçişi sağlanır. Piyasa İşletmecisinin ikili anlaşmaya ilişkin istemiş olduğu bilgileri PYS üzerinden ibraz edemeyen tedarikçiler için onüçüncü fıkra hükümleri uygulanır. Birden fazla tedarikçinin geçerli ikili anlaşma beyanında bulunması halinde ikili anlaşma tarihi en yakın olan kayıt dikkate alınır. Anlaşma tarihlerinin aynı olması halinde kayıtlar onaylanmaz ve serbest tüketici mevcut tedarikçisinden enerji almaya devam eder. Ancak mevcut tedarikçisinin de söz konusu serbest tüketiciye ilişkin portföyden çıkarma talebi olması halinde tüketici görevli tedarik şirketinin portföyüne kaydedilir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 122 nci maddesinin birinci fıkrasının (h) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“h) Bir piyasa katılımcısının belli bir piyasa faaliyetine ilişkin olarak sunmuş olduğu toplam teminat tutarının, ilgili katılımcının sağlaması gereken toplam teminat tutarının altına düşmesi durumunda, ilgili katılımcıya sunması gereken toplam teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısına ilişkin olarak gerekli bildirimin Piyasa İşletmecisine yapılmasından,”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 124 üncü maddesinin dördüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(4) Teminat Hesaplama Prosedürü uyarınca hesaplanan toplam teminatını sağlayamayan piyasa katılımcıları ilgili piyasa faaliyetini gerçekleştiremez.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 132/E maddesinin dördüncü fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) Piyasa katılımcısına, ödenmeyen fatura tutarı kadar merkezi uzlaştırma bankası tarafından kullanılan teminatın ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken toplam teminat tutarı seviyesine kadar tamamlanması uyarısı, Piyasa İşletmecisi tarafından fatura tebliğ tarihini takip eden yedinci iş günü en geç saat 16:00’a kadar yapılarak, katılımcının bir sonraki iş günü saat 10:30’a kadar teminat mektuplarını, 11:00’a kadar ise teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını tamamlaması istenir.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin geçici 15 inci maddesi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin geçici 16 ncı maddesi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 10 – Bu Yönetmeliğin 4 üncü maddesi 1/1/2019 tarihinde, diğer maddeleri yayımını takip eden ayın başında yürürlüğe girer.
MADDE 11 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Tarihi | Sayısı
14/4/2009 14/4/2009 27200
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Tarihi | Sayısı
1- | 1/10/2009 27363
2- | 26/11/2009 27418 (Mükerrer)
3- | 17/4/2010 27555
4- | 6/11/2010 27751
5- | 20/2/2011 27852
6- | 3/11/2011 28104
7- | 3/3/2012 28222
8- | 18/9/2012 28415
9- | 30/12/2012 28513 (2. Mükerrer)
10- | 5/1/2013 28519
11- | 28/3/2015 29309
12- | 15/7/2015 29417
13- | 29/4/2016 29698
14- | 28/5/2016 29725
15- | 30/10/2016 29873
16- | 14/01/2017 29948
17- | 16/05/2017 30068
18- | 17/01/2018 30305 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_10b6afc128357.docx | YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ BELGELENDİRİLMESİ VE DESTEKLENMESİNE İLİŞKİN YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Genel Hükümler
Amaç ve kapsam
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmelik, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik enerjisi üretiminin teşvik edilmesi amacıyla; üretim lisansı sahibi tüzel kişilere yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için Yenilenebilir Enerji Kaynak Belgesi verilmesi ile 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun kapsamında işletilecek YEK Destekleme Mekanizmasının kuruluşu ve işleyişini düzenlemek amacıyla kamu tüzel kişilerinin görev ve yetkileri ile ilgili gerçek ve tüzel kişilerin hak ve sorumluluklarına ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 2 – (Değişik:RG-23/8/2019-30867)
(1) Bu Yönetmelik, 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 5, 6, 6/A, 6/B, 6/C ve 11 inci maddeleri ile 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi hükümlerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla; belediye atıklarının (çöp gazı dâhil) yanı sıra bitkisel yağ atıkları, gıda ve yem değeri olmayan tarımsal atıkları, endüstriyel odun dışındaki orman ürünleri ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,
b) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
c) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
ç) Fatura dönemi: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat ile belirlenen fatura dönemini,
d) (Mülga:RG-11/5/2017-30063)
e) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, lisans, genelge ve Kurul kararlarını,
f) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Jeotermal kaynak: Yerkabuğundaki doğal ısı nedeniyle sıcaklığı sürekli olarak bölgesel atmosferik ortalama sıcaklığın üzerinde olan, erimiş madde ve gaz içerebilen su, buhar ve gazlar ile kızgın kuru kayaların enerjisini taşıyan su, buhar ve gazları,
g) Kanun: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
ğ) Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası sonucuna bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve sistem işletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği üretim ya da tüketim değerlerini,
h) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ı) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) LÜY: Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimi Yönetmeliğini,
i) Muafiyetli üretim miktarı: Her bir görevli tedarik şirketinin kendi bölgesinde, lisanssız üretim kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olarak üretilip sisteme verilen ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi miktarını,
j) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
k) Ödeme yükümlülüğü oranı (ÖYO): Tüketicilere elektrik enerjisi satışı yapan tedarikçilerin ödemekle yükümlü olacağı tutarın hesaplanmasında kullanılacak olan, her bir tedarikçinin tüketicilerine sattığı elektrik enerjisi miktarının, bu tedarikçilerin tamamının tüketicilere sattığı toplam elektrik enerjisi miktarına bölünmesi suretiyle hesaplanan oranı,
l) Ödeme yükümlülüğü tutarı (ÖYT): Her bir tedarikçi için ödeme yükümlülüğü oranı (ÖYO) dikkate alınarak Piyasa İşletmecisi tarafından tahsil edilecek tutarı,
m) Piyasa İşletmecisi: Görev ve sorumlulukları Kanun’da ve ilgili mevzuatta belirlenen ve gün öncesi planlama/gün öncesi piyasası ve uzlaştırma iş ve işlemlerini yapmakla görevli ve yetkili birimi,
n) Piyasa takas fiyatı (PTF): Gün öncesi piyasası kapsamında belli bir saat ve belli bir teklif bölgesi için, teklif bölgeleri arasındaki iletim kısıtları dikkate alınarak belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
o) Piyasa yönetim sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim lisansı sahibi tüzel kişi, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ve OSB dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
ö) Sistem marjinal fiyatı (SMF): Dengeleme güç piyasası kapsamında, dengeleme amacıyla iletim sistemi kısıtları dikkate alınmaksızın; sistemin enerji açığını gidermek için yük aldırılan dengeleme birimlerine uygulanan, kabul edilen en yüksek saatlik yük alma teklif fiyatını veya sistemin enerji fazlasını gidermek için yük attırılan dengeleme birimlerine uygulanan, kabul edilen en düşük saatlik yük atma teklif fiyatını,
p) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketi,
r) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi (UEVÇB): Her bir piyasa katılımcısına ilişkin uzlaştırma hesaplamalarının yapılabilmesi amacıyla, piyasa katılımcıları tarafından tanımlanarak PYS aracılığıyla kaydı yapılan aktif elektrik enerjisi üreten ya da tüketen birimleri,
s) YEK Destekleme Mekanizması (YEKDEM): Bu Yönetmelik kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim faaliyeti gösteren üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin bizzat ve LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapan kişilerin bölgelerinde bulundukları görevli tedarik şirketleri aracılığıyla faydalanabileceği fiyatlar, süreler (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479) , miktarlar ve bunlara yapılacak ödemelere ilişkin usul ve esasları içeren destekleme mekanizmasını,
ş) YEK Kanunu: 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunu,
t) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) YEK toplam bedeli (YEKTOB): YEK Destekleme Mekanizmasına tabi olan tüzel kişilere ait lisanslı üretim tesislerinin her birinde üretilerek iletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarı ile nihai YEK listesindeki fiyatların çarpılması suretiyle, Türk Lirası olarak veya enerjinin sisteme verildiği tarihteki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz alış kuru üzerinden Türk Lirası olarak hesaplanan bedeller ile LÜYTOB’un toplamını,
u) YEKBED: YEK Bedelini,
ü) YEKDEM katılımcısı: YEKDEM’e tabi olan her bir lisanslı üretim tesisi veya görevli tedarik şirketlerini,
v) Yenilenebilir enerji kaynakları (YEK): Hidrolik, rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, (Mülga ibare:RG-9/5/2021-31479) dalga, akıntı enerjisi ve gel-git gibi fosil olmayan enerji kaynaklarını,
y) (Değişik:RG-14/11/2020-31304) Yenilenebilir enerji kaynak belgesi (YEK belgesi): Yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisinin ulusal piyasada ve uluslararası piyasalarda alım satımında kaynak türünün belirlenmesi için üretim lisansı sahibi tüzel kişiye Kurum tarafından verilen belgeyi,
z) (Ek:RG-9/10/2018-30560)(3) Yarışma Yönetmeliği: 13/5/2017 tarihli ve 30065 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Rüzgâr veya Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliğini,
aa) (Ek:RG-23/8/2019-30867) Lisanssız üreticilere ödenecek toplam bedel (LÜYTOB): Lisanssız üretime ilişkin ilgili mevzuat kapsamında; saatlik mahsuplaşma uygulanan tesisler açısından şebekeye verilen ihtiyaç fazlası enerjinin YEK Kanununun EK-I sayılı cetvelinde yer alan fiyatların çarpılması suretiyle enerjinin sisteme verildiği tarihteki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz alış kuru üzerinden veya EPDK tarafından ilan edilen kendi abone grubuna ait perakende tek zamanlı aktif enerji bedeli ile bu kapsamda sisteme verilen enerjinin çarpılması suretiyle Türk Lirası olarak hesaplanan bedelin ya da aylık mahsuplaşma uygulanan tesisler açısından şebekeye verilen enerjinin EPDK tarafından ilan edilen kendi abone grubuna ait perakende tek zamanlı aktif enerji bedeli ile çarpılması suretiyle Türk Lirası olarak hesaplanan bedelin toplamını,
bb) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(4) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi: Şebekeye aynı bağlantı noktasından bağlanan tamamı yenilenebilir birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan tek bir elektrik üretim tesisini,
cc) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(4) Destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisi: Üretim tesislerinde ısıl dönüşüm sürecinde diğer bir enerji kaynağından da yararlanılan tek bir elektrik üretim tesisini,
çç) (Ek:RG-14/11/2020-31304) Yenilenebilir enerji kaynak garanti belgesi (YEK-G belgesi): Tüketiciye tedarik edilen elektrik enerjisinin belirli bir miktarının veya oranının Elektrik Piyasasında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi Yönetmeliği kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğine dair kanıt sağlayan ve ihraç edilen, her biri 1 MWh elektrik üretimine tekabül eden elektronik belgeyi,
dd) (Ek:RG-9/5/2021-31479) YEK Fiyatı: YEK Kanununun EK-I ve EK-II sayılı cetvellerinde yer alan fiyatlar ile enerjinin sisteme verildiği tarihteki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz alış kurunun çarpılması ile elde edilen fiyatı veya 29/1/2021 tarihli ve 3453 sayılı Cumhurbaşkanı Kararı kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesisleri için uygulanacak fiyatı,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar, ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
YEK Destekleme Mekanizmasına Kayıt Esasları
YEK destekleme mekanizması
MADDE 4 – (1) YEK Destekleme Mekanizması;
a) Bu Yönetmelik kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim faaliyeti gösteren üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin kayıt olmak suretiyle faydalanabileceği (Değişik ibare:RG-29/4/2016-29698) (1) YEK Kanunu uyarınca belirlenen fiyatları,
b) (Değişik:RG-28/10/2016-29871) LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan kişilerin bölgesinde bulundukları görevli tedarik şirketi aracılığıyla faydalanacakları YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvel uyarınca belirlenecek fiyatı,
c) Bu Yönetmelik kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim faaliyeti gösteren üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ile LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan kişilerin yararlanabileceği süreleri,
ç) (a) ve (b) bentleri kapsamındaki kişilere yapılacak ödemelere ilişkin usul ve esasları,
kapsayan destekleme mekanizmasıdır.
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) YEKDEM, Piyasa İşletmecisi tarafından takvim yılı bazında işletilir. YEKDEM’e bir takvim yılı için tabi olan üretim lisansı sahipleri, uygulamaya dahil oldukları takvim yılı içerisinde YEKDEM’den çıkamaz. LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapan kişiler kısmen veya tamamen işletmeye girdiği tarihten itibaren on yıl boyunca uygulama dışına çıkamaz. YEKA kapsamındaki üretim lisansı sahipleri, Sözleşmenin imza tarihinden itibaren söz konusu Sözleşmede ve/veya ilgili YEKA Şartnamesinde belirtilen koşullar çerçevesinde YEKDEM’den faydalanır.
(3) (Ek:RG-23/2/2017-29988) Kamu kurum ve kuruluşlarının mülkiyetindeki YEK Destekleme Mekanizmasına tabi olan üretim tesisinin 24/11/1994 tarihli ve 4046 sayılı Özelleştirme Uygulamaları Hakkında Kanun hükümleri çerçevesinde özelleştirilmesi halinde; özelleştirme sonrasında söz konusu üretim tesisine ilişkin YEK Destekleme Mekanizması kapsamındaki hak ve yükümlülükler, özelleştirme yoluyla üretim tesisini devralan tüzel kişinin üretim lisansı alması kaydıyla, devralan ilgili tüzel kişi nam ve hesabına ilgili takvim yılının sonuna kadar devam eder.
(4) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(4) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisinde üretilerek sisteme verilen net enerji miktarı, üretim tesisinde kullanılan yenilenebilir enerji kaynakları için belirlenen fiyatlardan en düşük olanı üzerinden ve tesisin kalan süresi için YEKDEM kapsamında değerlendirilir.
(5) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(4) Destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisinde kullanılan enerji kaynaklarının tamamının yenilenebilir olması halinde, bu tesiste üretilerek sisteme verilen net enerji miktarı üretim tesisinde kullanılan ana enerji kaynağı için belirlenen fiyat üzerinden ana kaynağa dayalı ünitenin kalan süresi üzerinden YEKDEM kapsamında değerlendirilir.
(6) (Ek:RG-9/5/2021-31479) 1/7/2021 tarihinden sonra işletmeye girecek ve farklı YEKDEM fiyatlarına tabi prosesler barındıran biyokütleye dayalı üretim tesislerinde üretilerek sisteme verilen net enerji miktarı, üretim tesisinde kullanılan prosesler için 29/1/2021 tarihli ve 3453 sayılı Cumhurbaşkanı Kararı uyarınca belirlenen fiyatlardan en düşük olanı üzerinden YEKDEM kapsamında değerlendirilir.
YEKDEM’e kayıt başvuruları
MADDE 5 – (Değişik:RG-21/4/2018-30398)
(1) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Bu Yönetmelik kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, lisans bazında, bir sonraki takvim yılında YEKDEM’e kayıt olmak istemeleri halinde (Değişik ibare:RG-19/8/2021-31573) 30 Kasım tarihine kadar Kuruma başvuru yapar. Bu başvuru, Kurum tarafından belirlenen format çerçevesinde ve Kurum internet sayfasında ilan edilen bilgi ve belgeler ile başvuru sahibi tüzel kişinin yetkilendirdiği kişi veya kişilerce elektronik ortamda elektronik veya mobil imza ile yapılır. 8 inci maddenin birinci fıkrası hükmü saklı kalmak kaydıyla, başvuru, lisans kapsamındaki üretim miktarının tamamını kapsar.
(2) Bu madde kapsamında bir sonraki takvim yılında YEKDEM’e kayıt olmak üzere başvuruda bulunacak üretim lisansı sahibi tüzel kişiler YEKDEM başvurusu yapmadan önce (Değişik ibare:RG-19/8/2021-31573) 30 Kasım tarihine kadar YEKDEM başvurusunu yapmaya yetkili kıldığı kişiye veya kişilere ait yetki belgelerinin aslını ya da noter onaylı bir nüshasını Kuruma sunar. Yetkili kılınan kişi veya kişilerde bir değişiklik olması durumunda yetki belgeleri güncellenerek Kuruma sunulur. Yetki belgelerinin usulüne ve gerçeğe uygun bir şekilde Kuruma sunulmasından üretim lisansı sahibi tüzel kişiler sorumludur.
(3) Görevli tedarik şirketleri; kendi bölgesinde lisanssız üretim kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olarak üretim tesisi kuran gerçek veya tüzel kişilerin sisteme verdikleri ihtiyaç fazlası elektrik enerjisini satın almakla yükümlüdür. Görevli tedarik şirketlerinin, lisans süreleri boyunca, herhangi bir başvuruya gerek olmaksızın YEKDEM kayıtları yapılır.
(4) Bu madde kapsamında YEKDEM’den yararlanmak üzere başvuruda bulunan üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, söz konusu başvurularından vazgeçmek istemeleri halinde, bu taleplerini en geç (Değişik ibare:RG-19/8/2021-31573) 30 Kasım tarihine kadar Kuruma yazılı olarak bildirmek zorundadırlar.
YEKDEM kayıt başvurularına itirazlar ve itirazların sonuçlandırılması
MADDE 6 – (1) (Değişik:RG-21/4/2018-30398) 5 inci maddeye göre yapılan başvurulardan eksiksiz ve usulüne uygun olduğu tespit edilenler değerlendirmeye alınır ve bu Yönetmelikte öngörülen bilgileri içeren ön YEK listesi, (Değişik ibare:RG-19/8/2021-31573) Aralık ayının ilk on günü içerisinde Kurum internet sayfasında ilan edilir.
(2) (Değişik:RG-28/10/2016-29871) İlan edilen ön YEK listesindeki başvurulara ve/veya bilgilere;
a) Üçüncü şahıslar tarafından sadece kişisel hak ihlali nedeniyle,
b) İlgili üretim lisansı sahipleri tarafından ilana konu bilgilerin düzeltilmesi amacıyla,
yazılı olarak beş gün içerisinde gerekçeleriyle birlikte itirazda bulunulabilir.
(3) (Mülga:RG-23/2/2017-29988)
YEK destekleme mekanizması başvurularının sonuçlandırılması
MADDE 7 – (1) 5 inci madde kapsamındaki başvurusu değerlendirmeye alınan tüzel kişilerden bir sonraki takvim yılında YEKDEM’den yararlanabilecek olanları içeren nihai YEK listesi, 6 ncı ve 8 inci madde hükümleri dikkate alınarak (Değişik ibare:RG-19/8/2021-31573) 31 Aralık tarihine kadar sonuçlandırılır. Nihai YEK listesi, Kurul kararı ile belirlenecek örneğe uygun olarak düzenlenerek Kurum internet sayfasında duyurulur ve Piyasa İşletmecisine bildirilir.
(2) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Birinci fıkra kapsamında hazırlanacak nihai YEK listesinde kaynak türlerine göre YEKDEM’e tabi olan üretim lisansı sahiplerine ait tesislerin işletmeye giriş tarihleri, yıllık elektrik enerjisi üretim kapasiteleri ve yıllık üretim programına ilişkin bilgileri yer alır. 28/2/2019 tarihi ve sonrasında kapasite artış talepleri uygun bulunan ve bu kapsamda tadilleri gerçekleştirilen üretim tesislerinde 28/2/2019 tarihinden önce lisansına dercedilen yıllık elektrik enerjisi üretim kapasiteleri ve yıllık üretim programı bilgilerine nihai YEK listesinde yer verilir.
(3) YEKDEM’e esas üretim dönemi, her takvim yılının birinci günü başlar ve son günü itibarıyla nihayet bulur.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
YEK Destekleme Mekanizmasının İşleyişine İlişkin Hükümler
YEKDEM’den yararlanabilecekler
MADDE 8 – (1) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Bu Yönetmelik kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olup 18/11/2013 tarihli ve 2013/5625 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile belirlenmiş tarihe kadar kısmen veya tamamen işletmeye girmiş veya girecek olan üretim tesislerine ilişkin üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, lisansına dercedilen ilk kurulu gücün;
a) Tamamının işletmeye giriş tarihinden,
b) Tamamı işletmeye girmeden YEKDEM’e katılması halinde, YEKDEM’e ilk katıldığı tarihten,
itibaren on yıl süreyle YEKDEM’den yararlanabilir. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) 17/9/2020 tarihli ve 2949 sayılı Cumhurbaşkanı Kararı kapsamında 1/1/2021 tarihinden 30/6/2021 tarihine kadar kısmen veya tamamen işletmeye girecek olan üretim tesisleri 31/12/2030 tarihine kadar YEKDEM’den faydalanabilir. Ancak, 28/2/2019 tarihi itibarıyla kurulu güç artış talepleri Kurum tarafından uygun bulunan ve bu kapsamda lisans tadilleri gerçekleştirilen tüzel kişiler, söz konusu kurulu güç artışı için YEKDEM’den yararlanamaz.
(2) Birinci fıkra kapsamında başvuru yapan tüzel kişilerin üretim tesislerinin, başvuru tarihi itibariyle kısmen veya tamamen işletmeye girmiş olması ve YEKDEM’e kayıt amacıyla Kuruma yapacakları başvurunun bu Yönetmelik hükümlerine göre kabul edilmesi gerekir.
(3) LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından ürettiği elektrik enerjisi muafiyetli üretim miktarı kapsamında olan gerçek veya tüzel kişiler, üretim tesislerinin tamamen veya kısmen işletmeye girdiği tarihten itibaren on yıl süreyle, bölgesinde bulundukları görevli tedarik şirketleri aracılığıyla YEKDEM’den yararlanır.
(4) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(4) YEKDEM kapsamındaki üretim tesislerinin, tamamı yenilenebilir olmak üzere destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi durumunda, söz konusu tesisin YEKDEM yararlanma süresinde değişiklik yapılmaz.
(5) (Ek:RG-9/5/2021-31479) YEKDEM kapsamındaki üretim tesislerine bütünleşik elektrik depolama ünitelerine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarları YEKDEM kapsamında değerlendirilmez.
(6) (Ek:RG-9/5/2021-31479) YEKDEM’den faydalanmış ve faydalanmakta olan üretim tesislerinde kullanılan ve daha önce kabule konu edilen bir üretim tesisinde kullanılan ana ekipmanlara bu Yönetmelik kapsamında kurulan bir üretim tesisinde yer verilmiş olması halinde söz konusu yeni üretim tesisi için YEK bedeli uygulanmaz.
YEKDEM kapsamındaki kayıtlar
MADDE 9 – (1) (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
(2) (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
(3) LÜY hükümleri uyarınca dağıtım sistemine verilecek muafiyetli üretim miktarı için görevli tedarik şirketleri adına, LÜY’de belirlenen şekilde (Değişik ibare:RG-29/4/2016-29698) (1) ve dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümleri uyarınca UEVÇB ve sayaç kayıtları yapılır.
YEKDEM kapsamındaki enerji üretim tahminleri
MADDE 10 – (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
YEKDEM kapsamında enerjinin satın alınması ve uzlaştırılması
MADDE 11 – (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
YEK toplam bedelinin hesaplanması
MADDE 12 – (Değişik:RG-29/4/2016-29698) (1)
(1) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) YEKDEM katılımcılarına her bir fatura dönemi için ödenecek YEK toplam bedeli (YEKTOB) aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(1)
Bu formülde geçen;
YEKTOB: Her bir fatura dönemi için hesaplanan YEK toplam bedelini (TL),
LÜYTOBj: Her bir fatura dönemi için “j” görevli tedarik şirketi tarafından bölgesindeki muafiyetli üretime ilişkin olarak hesaplanan ve bölgesindeki gerçek ve/veya tüzel kişilere ödenecek toplam bedeli (TL),
UEVMi,b,t,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
YEKFi,b: i YEKDEM katılımcısına b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu üretim tesisi için uygulanacak YEK Fiyatını,
yi,b,t,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemine ait YEK Kanununun 6/C maddesinin ikinci fıkrası kapsamında yapılan kurulu güç artışı nedeniyle hesaplanan katsayıyı,
a: Lisanslı üretim tesisi olan YEKDEM katılımcı sayısını,
n: Lisanslı üretim tesisi olan her bir YEKDEM katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l: Teklif bölgesi sayısını,
k: İlgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
m: YEKDEM katılımcısı olan görevli tedarik şirketlerinin sayısını,
ifade eder.
(2) Her bir YEKDEM katılımcısına uygulanacak fiyat, YEK Kanunu ve Bakanlıkça YEK Kanununun 6/B maddesi uyarınca çıkarılan yönetmeliğe göre hesaplanır. Bu fiyat nihai YEK listesinde her bir YEKDEM katılımcısı için ayrı ayrı gösterilir.
(3) (Ek:RG-23/8/2019-30867) YEK Kanununun 6/C maddesinin ikinci fıkrası kapsamında kapasite artışı yapılan tesisler için belirlenecek katsayı aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(4) (Ek:RG-23/8/2019-30867) Bu formüllerde geçen;
yi,b,t,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemine ait YEK Kanununun 6/C maddesinin ikinci fıkrası kapsamında yapılan kapasite artışı nedeniyle hesaplanan katsayıyı,
kgi,b,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemine ait 8 inci maddenin birinci fıkrasında bahsedilen kurulu güç artışı öncesindeki elektriksel kurulu gücü,
igi,b,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemine ait işletmedeki elektriksel kurulu gücü,
ifade eder.
Ödeme yükümlülüğü oranının hesaplanması
MADDE 13 – (1) Bir fatura döneminde, i tedarikçisinin YEKDEM kapsamındaki ödeme yükümlülüğü oranı (ÖYOi) aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2)
Bu formülde geçen;
ÖYOi : Bir fatura döneminde i tedarikçisinin YEKDEM uyarınca ödeme yükümlülüğü oranını (%),
UEÇMi,b,u : Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatın ilgili maddesi uyarınca hesaplanan, i tedarikçisi adına kayıtlı b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemi için, tedarik yükümlülüğü kapsamındaki uzlaştırmaya esas çekiş miktarını (MWh),
UEÇMb,u : Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatın ilgili maddesi uyarınca hesaplanan, b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemi için, tedarik yükümlülüğü kapsamındaki uzlaştırmaya esas çekiş miktarını (MWh),
n: Bir fatura dönemine ilişkin i tedarikçisi adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
m: Bir fatura dönemine ilişkin toplam uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
k: Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
(2) (Ek:RG-9/10/2018-30560)(3) Bir üretim tesisinin ve varsa barasına bağlı tüketim tesislerinin gerçekleştirmiş olduğu elektrik enerjisi tüketimine ilişkin olarak, ilgili ölçüm noktalarından yapılan çekişlerin herhangi bir tedarikçinin portföyünde yer almaması halinde, ilgili fatura dönemindeki bu üretim tesisine ait uzlaştırmaya ilişkin aylık toplam üretim miktarı düşüldükten sonraki aylık net çekiş miktarı da birinci fıkrada belirtilen ödeme yükümlülüğü oranı hesabında dikkate alınır.
(3) (Ek:RG-9/10/2018-30560)(3) Kanunun geçici 7 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca otoprodüktör lisansı üretim lisansına dönüştürülen lisans sahibi tüzel kişilerin, söz konusu lisansları kapsamındaki üretim tesislerinin barasına bağlı olmaksızın nakil yoluyla beslenen kendilerine ait tüketim tesislerine sağladıkları elektrik enerjisi de ikinci fıkradaki esaslara göre ödeme yükümlülüğü oranı hesabında dikkate alınır.
Ödeme yükümlülüğü tutarının hesaplanması
MADDE 14 – (1) Her bir tedarikçiden Piyasa İşletmecisi tarafından aylık bazda tahsil edilecek ödeme yükümlülüğü tutarı (ÖYT), YEKDEM kapsamında hesaplanan ödeme yükümlülüğü oranı dikkate alınarak aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
ÖYTi=YEKTOBxÖYOi (3)
Bu formülde geçen;
ÖYTi : Her bir fatura dönemi için i tedarikçisi tarafından ödenecek tutarı (TL),
YEKTOB: Her bir fatura dönemi için hesaplanan YEK toplam bedelini (TL),
ÖYOi : Her bir fatura dönemi için i tedarikçisinin ödeme yükümlülüğü oranını (%),
ifade eder.
(2) (Ek:RG-11/5/2017-30063) Tedarik yükümlülüğü kapsamındaki birim uzlaştırmaya esas çekiş miktarı için öngörülen YEKDEM maliyeti, her yıl Aralık ayı sonuna kadar bir sonraki takvim yılının her bir fatura dönemi için Kurul Kararı ile belirlenir ve Kurumun internet sayfasında yayımlanır. Kurul gerekli görmesi halinde ilan edilen maliyetleri güncelleyebilir.
YEKDEM gelirinin hesaplanması ve paylaştırılması
MADDE 15 – (Başlığı ile Birlikte Değişik:RG-29/4/2016-29698) (1)
(1) (Değişik:RG-28/10/2016-29871) YEKDEM katılımcıları üretmiş oldukları enerjinin serbest piyasaya arzını gerçekleştirir.
(2) (Değişik:RG-7/8/2020-31206)(5) YEKDEM geliri aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
Bu formülde geçen;
ifade eder.
(3) Her bir tedarikçiye Piyasa İşletmecisi tarafından ödenecek YEKDEM geliri tutarı (YGT), YEKDEM kapsamında hesaplanan ödeme yükümlülüğü oranı dikkate alınarak aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
YGTi = YG x ÖYOi (5)
Bu formülde geçen;
YGTi : Bir fatura dönemi için i tedarikçisine ödenecek YEKDEM geliri tutarını, (TL),
YG: Bir fatura dönemi için hesaplanan YEKDEM gelirini (TL),
ÖYOi : Bir fatura dönemi için i tedarikçisinin ödeme yükümlülüğü oranını, (%),
ifade eder.
(4) (Ek:RG-9/10/2018-30560)(3) Bir piyasa katılımcısının Yarışma Yönetmeliği uyarınca ödemekle yükümlü olduğu katılım bedeli aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
Bu formülde geçen;
KBc: c piyasa katılımcısının Yarışma Yönetmeliği uyarınca ödemekle yükümlü olduğu katılım bedelini (TL),
UEVMc,b,t,u: Yarışma Yönetmeliği uyarınca ödeme yükümlülüğü bulunan c piyasa katılımcısının, b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
TFc,b: c piyasa katılımcısının Yarışma Yönetmeliği uyarınca katılım bedeli ödemekle yükümlü olduğu b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için bağlantı hakkı kazandığı teklif fiyatını,
nkb: c piyasa katılımcısının Yarışma Yönetmeliği uyarınca katılım bedeli ödemekle yükümlü olduğu uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l: t teklif bölgesi sayısını,
k: Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını,
ifade eder.
YEKDEM portföyü enerji dengesizlik miktarının hesaplanması
MADDE 16 – (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
YEKDEM portföyü enerji dengesizlik tutarının hesaplanması ve paylaştırılması
MADDE 17 – (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
YEK bedellerinin hesaplanması
MADDE 18 – (Değişik:RG-23/8/2019-30867)
(1) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) YEKDEM katılımcısı olan her bir lisanslı üretim tesisi için lisans sahibine ödenecek ya da lisans sahibi tarafından piyasa işletmecisine ödenecek YEK bedeli (YEKBED) YEKDEM gelirini de içerecek şekilde aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(9)
Bu formülde geçen;
YEKBEDi: Bir fatura dönemi için i YEKDEM katılımcısına ödenecek ya da katılımcı tarafından piyasa işletmecisine ödenecek YEK bedelini (TL),
UEVMi,b,t,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
yi,b,t,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemine ait YEK Kanununun 6/C maddesinin ikinci fıkrası kapsamında yapılan kurulu güç artışı nedeniyle hesaplanan katsayıyı,
YEKFi,b: i YEKDEM katılımcısına b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu üretim tesisi için uygulanacak YEK Fiyatını,
PTFt,u: t teklif bölgesi ve u uzlaştırma dönemine ait Piyasa Takas Fiyatını (TL/MWh),
k: İlgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
l: t teklif bölgesi sayısını,
j: Kurul tarafından lisanslı üretim tesisleri için belirlenen tolerans katsayısını,
n: i YEKDEM katılımcısına ait YEKDEM kapsamındaki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
ifade eder.
(2) LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan kişiler nam ve hesabına YEKDEM katılımcısı olan her bir görevli tedarik şirketine ödenecek ya da görevli tedarik şirketi tarafından piyasa işletmecisine ödenecek YEK bedeli (YEKBED) aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(10)
Bu formülde geçen;
YEKBEDm: Bir fatura dönemi için m YEKDEM katılımcısı görevli tedarik şirketine ödenecek ya da katılımcı tarafından piyasa işletmecisine ödenecek YEK bedelini (TL),
LÜYTOBm: Her bir fatura dönemi için m YEKDEM katılımcısı görevli tedarik şirketi tarafından bölgesindeki muafiyetli üretime ilişkin olarak hesaplanan ve bölgesindeki gerçek ve/veya tüzel kişilere ödenecek toplam bedeli (TL),
LÜNETm,t,u: m YEKDEM katılımcısı görevli tedarik şirketinin t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemi için YEKDEM kapsamındaki lisanssız üretim tesisleri için LÜY’ün ilgili hükümleri uyarınca Piyasa İşletmecisine bildirilen üretim değeri (MWh),
PTFt,u: t teklif bölgesi ve u uzlaştırma dönemine ait Piyasa Takas Fiyatını (TL/MWh),
k: İlgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
l: t teklif bölgesi sayısını,
p: Kurul tarafından muafiyetli üretim kapsamında şebekeye verilmiş ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi için belirlenen tolerans katsayısını,
ifade eder.
YEKDEM’e ilişkin aylık süreç
MADDE 19 – (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
Teminatlar
MADDE 20 – (1) Piyasa İşletmecisi, tedarikçilerin bu Yönetmeliğin 14 üncü maddesi uyarınca hesaplanan ödeme yükümlülüğü tutarlarına ilişkin mükellefiyetlerini yerine getirmek amacıyla, gerektiğinde dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre tahsil edilen teminatlarını kullanabilir.
(2) Birinci fıkra uyarınca tedarikçilerin nakit teminatlarının kullanılması veya diğer teminatlarının nakde çevrilerek kullanılması halinde ilgililer, kullanılan teminatlarını ilgili dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde öngörülen miktarlara tamamlamak ve/veya güncellemekle yükümlüdür.
İtirazlar, faturalama ve ödemelere ilişkin süreç
MADDE 21 – (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
(1) Faturalama, ödemeler, ödemelerin yapılmaması, uzlaştırma bildirimlerine ve faturalara yapılan itirazlar ve düzeltmelere ilişkin süreçler için uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümleri uygulanır.
(2) Uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında yapılan düzeltmeler hariç olmak üzere;
a) Bu Yönetmelik kapsamında yapılmış olan ödemelerin geri alınması halinde tahsil edilen tutar, cari fatura dönemi YEKDEM geliri kalemine ilave edilir.
b) Bu Yönetmelik kapsamında geçmiş dönemlere ilişkin destekleme ödemesi yapılmasının gerektiği hâllerde, ödenecek olan tutar cari fatura dönemi YEKTOB hesabında dikkate alınır.
c) Bu Yönetmelikte belirlenen tutarlar haricinde, Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Kullanım Hakkı Sözleşmesi uyarınca YEKDEM kapsamında yapılan kesintiler için (a) bendi, ilave edilen bedeller için (b) bendi hükümlerine göre işlem tesis edilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
YEKDEM Kapsamında Tarafların Hak ve Yükümlülükleri
Piyasa İşletmecisinin görev ve yükümlülükleri
MADDE 22 – (1) Piyasa İşletmecisi, bu Yönetmelikte öngörülen iş ve işlemleri tarafsızlık ve titizlik esaslarına göre yapmakla yükümlüdür.
(2) Piyasa İşletmecisi, tedarikçilerin ve YEKDEM katılımcılarının bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülüklerini ayrı hesaplarda tutar ve izler.
YEKDEM katılımcılarının yükümlülükleri
MADDE 23 – (1) (Değişik:RG-29/4/2016-29698) (1) Her bir YEKDEM katılımcısı lisansı kapsamındaki tesiste gerçekleşen tüm üretimini serbest piyasaya satar ve bu satışa karşılık piyasa işletmecisine referans fiyat olan PTF’nın tolerans katsayısı ile çarpılması ile belirlenen fiyat üzerinden hesaplanan YEKDEM gelirini öder.
(2) YEKDEM katılımcısı lisans sahibi basiretli tacir olan tüzel kişiler ile üretimleri muafiyetli üretim miktarı kapsamındaki lisanssız üreticiler, YEKDEM’e tabi olduğu sürece, bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümlerine uymak ve iyi niyet esaslarına göre faaliyet yürütmekle yükümlüdür.
(3) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) YEKDEM katılımcısı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler TEİAŞ’ın sistem işletmecisi sıfatıyla verdiği talimatlara uymak ve gerekli gördüğü her türlü tedbiri uygulamakla yükümlüdür.
(4) (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
(5) (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
(6) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Sistem İşletmecisi tarafından verilen acil durum ve/veya dengeleme güç piyasası yük atma talimatlarına uymayan YEKDEM katılımcısı üretim lisansı sahibi tüzel kişilere, ilgili uzlaştırma döneminde verilen talimatın yerine getirilmeyen kısmına tekabül eden üretim miktarı YEKDEM hesaplamalarına dâhil edilmez ve ilgili piyasa katılımcısına YEK bedeli ödemesi yapılmaz. Bu fıkra kapsamında yapılan hesaplamalarda, piyasa katılımcıları tarafından ilgili mevzuatta belirtilen talimat mutabakat süresi içerisinde bildirilen yerine getirilmeyen enerji miktarı, verilen talimat miktarlarından düşülmez.
BEŞİNCİ BÖLÜM
YEK Belgesi, YEK-G Belgesi ve Çeşitli Hükümler
(Değişik başlık:RG-14/11/2020-31304)
YEK belgesi
MADDE 24 – (1) YEK belgesi;
a) (Değişik:RG-14/11/2020-31304) Lisansı kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynağından üretilebilir elektrik enerjisinin ulusal ve/veya uluslararası piyasalarda satışında kaynak türünün belirlenmesi,
b) Lisansı kapsamındaki üretim tesisinde bu Yönetmelik kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisi için YEKDEM kapsamındaki uygulamalardan yararlanılması,
c) (Mülga:RG-14/11/2020-31304)
amaçlarıyla verilir.
(2) (Değişik:RG-14/11/2020-31304) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilere verilen lisans belgesi, lisansı kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynağından üretilebilir elektrik enerjisinin, ulusal ve/veya uluslararası piyasalarda satışında kaynak türünün belirlenmesi ve YEKDEM kapsamındaki uygulamalardan yararlanmak amacıyla Yenilenebilir Enerji Kaynak Belgesi olarak lisans süresince geçerlidir.
YEK-G belgesi
MADDE 24/A – (Ek:RG-14/11/2020-31304)
(1) Tüketicilere tedarik edilen elektrik enerjisinin yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin takibi, ispat ve ifşa edilmesi ile tüketicilerin yenilenebilir kaynaklardan üretilen elektrik enerjisini belgelendirerek tedarik etmesine imkân sağlamak amacıyla Kurumca yetkilendirilen lisans sahibi tüzel kişi tarafından Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi (YEK-G belgesi) ihraç edilir. YEK-G belgesine ilişkin hususlar Elektrik Piyasasında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi Yönetmeliğinde düzenlenir.
Yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim miktarı
MADDE 25 – (Mülga:RG-29/4/2016-29698) (1)
Hibrit tesisler
MADDE 26 – (Mülga:RG-11/5/2017-30063)
Haksız ve yersiz ödemelerin iadesi
MADDE 27 – (Başlığı ile Birlikte Değişik:RG-9/5/2021-31479)
(1) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca Kuruma ve ilgili kurum ve kuruluşlara yapılan başvurularda başvuru sahibinin yanıltıcı bilgi ve/veya belge verdiğinin ve/veya düzenlediğinin tespiti halinde üretim lisansı sahibi tüzel kişi bu Yönetmelik kapsamındaki haklardan yararlandırılmaz ve üretilen elektrik enerjisi miktarlarının YEK Fiyatıyla çarpılması sonucu hesaplanan tutar, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili tüzel kişiye fatura edilir. Söz konusu üretim lisansı sahibi tüzel kişi hakkında ayrıca Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(2) YEKDEM’e katılma hakkını haiz olmadığı hâlde YEKDEM’den faydalandığı tespit edilen üretim lisansı sahibi tüzel kişi, ilgili yılın nihai YEK listesinden çıkarılır. Bu kişiye, geçmişe dönük olarak YEKDEM kapsamında bulunduğu her bir uzlaştırma dönemi için 18 inci madde uyarınca ödenen YEK bedelleri Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından fatura edilir.
(3) Birinci ve ikinci fıkra hükümleri saklı kalmak kaydıyla, bu Yönetmelik kapsamında fazla ödeme yapıldığı tespit edilen tutarlar ile yargı kararına göre ödemesi yapılıp yine yargı kararı gereğince tahsili gereken tutarlara ilişkin olarak, YEKDEM katılımcısından tahsil edilecek tutar Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından fatura edilir.
(4) Bu Yönetmelik kapsamında fazla ödeme aldığı veya gerekli şartları taşımadığı halde YEKDEM’den faydalandırıldığı tespit edilen lisanssız üretim tesislerine ilişkin olarak, ilgili üretim tesisi sahibi kişiye geçmişe dönük olarak her bir uzlaştırma dönemi için yapılan ödeme tutarları, ilgili görevli tedarik şirketi tarafından Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek üretim tesisi sahibi kişiden tahsil edilir. Görevli tedarik şirketi tarafından tahsil edilen tutar, cari fatura dönemi LÜTYOB hesabına dahil edilmek üzere piyasa işletmecisine bildirilir.
Bildirimler ve tebligat
MADDE 28 – (1) YEKDEM katılımcıları ve tedarikçiler (Mülga ibare:RG-29/4/2016-29698) (1) (...) PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. Bu Yönetmeliğin Üçüncü Bölümünde düzenlenen iş ve işlemlerle ilgili bildirim ve tebligatlar için PYS kullanılır. Ancak PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirim ve tebligatlar sırasıyla faks, e-posta ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilir. Faks, e-posta veya telefon aracılığıyla yapılan bildirimler en kısa sürede PYS’ye aktarılır.
(2) Bu Yönetmelikte düzenlendiği halde birinci fıkra kapsamı dışında kalan iş ve işlemlerle ilgili bildirim ve tebligatlar 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
ALTINCI BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Atıflar
MADDE 29 – (1) 21/7/2011 tarihli ve 28001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmeliğe yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 30 – (1) 21/7/2011 tarihli ve 28001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
YEKDEM’e ilişkin geçmiş yıllara yönelik uygulamalar
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 21/7/2011 tarihli ve 28001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik çerçevesinde 2013 yılında YEKDEM’e katılan tüzel kişiler, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde, 2013 yılı sonuna kadar YEKDEM’den yararlanmaya devam ederler.
Tolerans katsayısı
GEÇİCİ MADDE 2 – (Ek:RG-29/4/2016-29698)(1)
(1) (Ek ibare:RG-11/5/2017-30063) Lisanslı üretim tesisleri ve muafiyetli üretim için Tolerans katsayısı başlangıç değeri 0,98’dir.
2017 yılı için öngörülen maliyetlerin belirlenmesi
GEÇİCİ MADDE 3 – (Ek:RG-11/5/2017-30063)
(1) 2017 yılı için ilan edilecek olan tedarik yükümlülüğü kapsamındaki birim uzlaştırmaya esas çekiş miktarı için öngörülen YEKDEM maliyeti, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir ay içerisinde yılsonuna kadar olan fatura dönemlerini kapsayacak şekilde belirlenir.
Yürürlük
MADDE 31 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 32 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
___________________
(1) Bu değişiklik 1/5/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
(2) Bu değişiklik 1/6/2017 tarihinde yürürlüğe girer.
(3) Bu değişiklik 1/1/2019 tarihinde yürürlüğe girer.
(4) Bu değişiklik 1/7/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
(5) Bu değişiklik 1/8/2020 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Ek-1
(Mülga:RG-21/4/2018-30398)
(4)
YG | : | Bir fatura dönemi için YEKDEM gelirini (TL),
PTFt,u | : | t teklif bölgesi ve u uzlaştırma dönemine ait Piyasa Takas Fiyatını (TL/MWh),
UEVMi,b,t,u | : | Lisanslı üretim tesisleri için, i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
yi,b,t,u | : | i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemine ait YEK Kanununun 6/C maddesinin ikinci fıkrası kapsamında yapılan kurulu güç artışı nedeniyle hesaplanan katsayıyı,
LÜNETm,t,u | : | m YEKDEM katılımcısı görevli tedarik şirketinin t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemi için YEKDEM kapsamındaki lisanssız üretim tesisleri için LÜY’ün ilgili hükümleri uyarınca Piyasa İşletmecisine bildirilen net üretim değerini (MWh),
KBc | : | c piyasa katılımcısının Yarışma Yönetmeliği uyarınca ödemekle yükümlü olduğu, dördüncü fıkra uyarınca hesaplanan katılım bedelini (TL),
FBm | : | Kanunun 17 nci maddesinin dördüncü fıkrası kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarının desteklenmesi amacıyla belirlenen tarifeler ile tüm tüketiciler için geçerli olmak üzere aynı bağlantı şekli ve tüketici grubuna göre belirlenen perakende satış tarifesi arasındaki farkın tüketim miktarı esas alınarak m görevli tedarik şirketi bazında ilgili fatura dönemi için hesaplanan fark bedelini (TL),
a | : | Lisanslı üretim tesisi olan YEKDEM katılımcı sayısını,
d | : | YEKDEM katılımcısı görevli tedarik şirketi sayısını,
ni | : | i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l | : | t teklif bölgesi sayısını,
k | : | Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını,
j | : | Kurul tarafından lisanslı üretim tesisleri için belirlenen tolerans katsayısını,
p | : | Kurul tarafından muafiyetli üretim için belirlenen tolerans katsayısını,
g | : | Yarışma Yönetmeliği uyarınca ödeme yükümlülüğü bulunan katılımcı sayısını,
h | : | Kanunun 17 nci maddesinin dördüncü fıkrası kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarının desteklenmesi amacıyla belirlenen tarifeler kapsamında portföyünde tüketici bulunan görevli tedarik şirketi sayısını
(5)
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
1/10/2013 28782
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1 29/4/2016 29698
2 28/10/2016 29871
3 23/2/2017 29988
4 11/5/2017 30063
5 21/4/2018 30398
6 9/10/2018 30560
7 23/8/2019 30867
8 8/3/2020 31062
9 28/7/2020 31199
10 7/8/2020 31206
11 14/11/2020 31304
12 9/5/2021 31479
13 19/8/2021 31573 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_117ab63521232.docx | 28 Ekim 2016 CUMA | Resmî Gazete | Sayı : 29871
YÖNETMELİK | YÖNETMELİK | YÖNETMELİK
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ BELGELENDİRİLMESİ VE
DESTEKLENMESİNE İLİŞKİN YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/10/2013 tarihli ve 28782 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmeliğin 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla, kentsel atıkların yanı sıra bitkisel yağ atıkları, tarımsal hasat artıkları dâhil olmak üzere, tarım ve orman ürünlerinden ve bu ürünler ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan kişilerin bölgesinde bulundukları görevli tedarik şirketi aracılığıyla faydalanacakları YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvel uyarınca belirlenecek fiyatı,”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) İlan edilen ön YEK listesindeki başvurulara ve/veya bilgilere;
a) Üçüncü şahıslar tarafından sadece kişisel hak ihlali nedeniyle,
b) İlgili üretim lisansı sahipleri tarafından ilana konu bilgilerin düzeltilmesi amacıyla,
yazılı olarak beş gün içerisinde gerekçeleriyle birlikte itirazda bulunulabilir.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) YEKDEM katılımcıları üretmiş oldukları enerjinin serbest piyasaya arzını gerçekleştirir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 26 – (1) Hibrit tesislerde yenilenebilir enerji kaynağına dayalı elektrik enerjisi üretimi aşağıdaki usul ve esaslar çerçevesinde tespit edilir. Hibrit tesislerde;
a) Güneş enerjisinden üretilen elektrik enerjisi miktarı, YEK Kanununun 6 ncı maddesinin beşinci fıkrası uyarınca Bakanlıkça çıkarılan yönetmelik hükümleri çerçevesinde Piyasa İşletmecisine bildirilir.
b) Güneş enerjisi hariç, diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisi miktarı;
1) Ayrı sayaç kullanılarak belirlendiği durumlarda, elektrik üretimine ilişkin ilgili sayaç verileri esas alınarak belirlenir.
2) Bu fıkranın (c) bendinde belirtilen durum hariç ayrı sayaç kullanılarak belirlenmediği durumlarda, bu tür üretim tesisleri için diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisi miktarı belirlenmez ve ilgili üretim tesisi YEKDEM kapsamında dikkate alınmaz.
c) Elektrik üretiminin aynı üretim prosesinde farklı kaynak veya yakıt kullanılarak gerçekleştirilmesinin zorunlu olduğunun Kurul tarafından uygun bulunduğu, söz konusu zorunluluğun teknik gerekçelerle belgelendirildiği ve bu konuda varsa diğer mevzuatların gerektirdiği izin ve onayların alındığı üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisi miktarının ancak tek sayaç kullanılarak ölçülebildiği durumlarda; bu üretim tesislerinin YEKDEM kapsamındaki başvurularının değerlendirilmesine ilişkin bu Yönetmelikte yer almayan konular hakkındaki usul ve esaslar her bir üretim tesisi için Kurul Kararı ile belirlenir.
(2) Hibrit tesisin bulunduğu bölgedeki dağıtım şirketi, hibrit tesislerde üretilen elektrik enerjisi içerisindeki güneş enerjisi dışındaki diğer yenilenebilir enerji kaynağına dayalı olan ve birinci fıkra çerçevesinde tespit edilen elektrik enerjisi üretim miktarını belirler ve her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ve görevli tedarik şirketine bildirir. İlgili lisans sahibi tüzel kişi, bu fıkra kapsamında yapılacak belirleme için gerekli bilgi ve belgeleri zamanında ilgili dağıtım şirketine sunmakla yükümlüdür.
(3) Hibrit tesisin bulunduğu bölgedeki dağıtım şirketi, birinci fıkranın (b) bendinin (1) numaralı alt bendi ile (c) bendi kapsamındaki üretim tesislerinde, bu maddenin uygulanması kapsamında, gerektiğinde yerinde inceleme yapabilir.
(4) Bu Yönetmeliğin uygulanması kapsamında, Bakanlığın onayladığı elektrik üretim projesinde yer alan kaynak veya yakıt dışında farklı bir enerji kaynağı veya yakıtının kullanıldığının tespit edilmesi halinde, ilgili dağıtım şirketi söz konusu durumu üç işgünü içerisinde Kuruma bildirir. Kurum tarafından yapılan değerlendirme sonucunda bu kapsama girdiği tespit edilen tüzel kişiler, Kurul Kararıyla içinde bulunulan yıl da dahil olmak üzere, YEKDEM kapsamından çıkartılır ve geçmişe dönük olarak YEKDEM kapsamında bulunduğu her bir uzlaştırma dönemi için kendilerine ödeme yapılan birim fiyat ile ilgili uzlaştırma dönemi piyasa takas fiyatı ve sistem marjinal fiyatından küçük olan arasındaki fark ve ilgili uzlaştırma dönemi üretim miktarları kullanılarak hesaplanan bedel 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından katılımcıya fatura edilir ve tahsil edilen bedel takip eden uzlaştırma dönemi YEKDEM gelirine eklenir. İlgili katılımcının lisans sahibi olması halinde Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(5) Birinci fıkranın (c) bendi çerçevesinde hesaplamalarda dikkate alınan verilerin gerçeği yansıtmadığının tespit edilmesi halinde, ilgili dağıtım şirketi söz konusu durumu üç işgünü içerisinde Kuruma ve Piyasa İşletmecisine bildirir. Piyasa İşletmecisi, söz konusu bildirimin kendisine ulaştığı dönemden sonra gelen uzlaştırma döneminde söz konusu bildirim hakkında ilgili mevzuat çerçevesinde gerekli düzeltici iş ve işlemleri yapar. Söz konusu gerçeğe aykırı durumun ilgili lisans sahibi tüzel kişinin kusurundan kaynaklandığının Kurul tarafından değerlendirildiği hallerde, söz konusu tüzel kişi hakkında Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.”
MADDE 6 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 7 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ BELGELENDİRİLMESİ VE
DESTEKLENMESİNE İLİŞKİN YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/10/2013 tarihli ve 28782 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmeliğin 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla, kentsel atıkların yanı sıra bitkisel yağ atıkları, tarımsal hasat artıkları dâhil olmak üzere, tarım ve orman ürünlerinden ve bu ürünler ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan kişilerin bölgesinde bulundukları görevli tedarik şirketi aracılığıyla faydalanacakları YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvel uyarınca belirlenecek fiyatı,”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) İlan edilen ön YEK listesindeki başvurulara ve/veya bilgilere;
a) Üçüncü şahıslar tarafından sadece kişisel hak ihlali nedeniyle,
b) İlgili üretim lisansı sahipleri tarafından ilana konu bilgilerin düzeltilmesi amacıyla,
yazılı olarak beş gün içerisinde gerekçeleriyle birlikte itirazda bulunulabilir.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) YEKDEM katılımcıları üretmiş oldukları enerjinin serbest piyasaya arzını gerçekleştirir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 26 – (1) Hibrit tesislerde yenilenebilir enerji kaynağına dayalı elektrik enerjisi üretimi aşağıdaki usul ve esaslar çerçevesinde tespit edilir. Hibrit tesislerde;
a) Güneş enerjisinden üretilen elektrik enerjisi miktarı, YEK Kanununun 6 ncı maddesinin beşinci fıkrası uyarınca Bakanlıkça çıkarılan yönetmelik hükümleri çerçevesinde Piyasa İşletmecisine bildirilir.
b) Güneş enerjisi hariç, diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisi miktarı;
1) Ayrı sayaç kullanılarak belirlendiği durumlarda, elektrik üretimine ilişkin ilgili sayaç verileri esas alınarak belirlenir.
2) Bu fıkranın (c) bendinde belirtilen durum hariç ayrı sayaç kullanılarak belirlenmediği durumlarda, bu tür üretim tesisleri için diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisi miktarı belirlenmez ve ilgili üretim tesisi YEKDEM kapsamında dikkate alınmaz.
c) Elektrik üretiminin aynı üretim prosesinde farklı kaynak veya yakıt kullanılarak gerçekleştirilmesinin zorunlu olduğunun Kurul tarafından uygun bulunduğu, söz konusu zorunluluğun teknik gerekçelerle belgelendirildiği ve bu konuda varsa diğer mevzuatların gerektirdiği izin ve onayların alındığı üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisi miktarının ancak tek sayaç kullanılarak ölçülebildiği durumlarda; bu üretim tesislerinin YEKDEM kapsamındaki başvurularının değerlendirilmesine ilişkin bu Yönetmelikte yer almayan konular hakkındaki usul ve esaslar her bir üretim tesisi için Kurul Kararı ile belirlenir.
(2) Hibrit tesisin bulunduğu bölgedeki dağıtım şirketi, hibrit tesislerde üretilen elektrik enerjisi içerisindeki güneş enerjisi dışındaki diğer yenilenebilir enerji kaynağına dayalı olan ve birinci fıkra çerçevesinde tespit edilen elektrik enerjisi üretim miktarını belirler ve her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ve görevli tedarik şirketine bildirir. İlgili lisans sahibi tüzel kişi, bu fıkra kapsamında yapılacak belirleme için gerekli bilgi ve belgeleri zamanında ilgili dağıtım şirketine sunmakla yükümlüdür.
(3) Hibrit tesisin bulunduğu bölgedeki dağıtım şirketi, birinci fıkranın (b) bendinin (1) numaralı alt bendi ile (c) bendi kapsamındaki üretim tesislerinde, bu maddenin uygulanması kapsamında, gerektiğinde yerinde inceleme yapabilir.
(4) Bu Yönetmeliğin uygulanması kapsamında, Bakanlığın onayladığı elektrik üretim projesinde yer alan kaynak veya yakıt dışında farklı bir enerji kaynağı veya yakıtının kullanıldığının tespit edilmesi halinde, ilgili dağıtım şirketi söz konusu durumu üç işgünü içerisinde Kuruma bildirir. Kurum tarafından yapılan değerlendirme sonucunda bu kapsama girdiği tespit edilen tüzel kişiler, Kurul Kararıyla içinde bulunulan yıl da dahil olmak üzere, YEKDEM kapsamından çıkartılır ve geçmişe dönük olarak YEKDEM kapsamında bulunduğu her bir uzlaştırma dönemi için kendilerine ödeme yapılan birim fiyat ile ilgili uzlaştırma dönemi piyasa takas fiyatı ve sistem marjinal fiyatından küçük olan arasındaki fark ve ilgili uzlaştırma dönemi üretim miktarları kullanılarak hesaplanan bedel 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından katılımcıya fatura edilir ve tahsil edilen bedel takip eden uzlaştırma dönemi YEKDEM gelirine eklenir. İlgili katılımcının lisans sahibi olması halinde Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(5) Birinci fıkranın (c) bendi çerçevesinde hesaplamalarda dikkate alınan verilerin gerçeği yansıtmadığının tespit edilmesi halinde, ilgili dağıtım şirketi söz konusu durumu üç işgünü içerisinde Kuruma ve Piyasa İşletmecisine bildirir. Piyasa İşletmecisi, söz konusu bildirimin kendisine ulaştığı dönemden sonra gelen uzlaştırma döneminde söz konusu bildirim hakkında ilgili mevzuat çerçevesinde gerekli düzeltici iş ve işlemleri yapar. Söz konusu gerçeğe aykırı durumun ilgili lisans sahibi tüzel kişinin kusurundan kaynaklandığının Kurul tarafından değerlendirildiği hallerde, söz konusu tüzel kişi hakkında Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.”
MADDE 6 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 7 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ BELGELENDİRİLMESİ VE
DESTEKLENMESİNE İLİŞKİN YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/10/2013 tarihli ve 28782 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmeliğin 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a) Biyokütle: İthal edilmemek kaydıyla, kentsel atıkların yanı sıra bitkisel yağ atıkları, tarımsal hasat artıkları dâhil olmak üzere, tarım ve orman ürünlerinden ve bu ürünler ile atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakları ve sanayi atık çamurları ile arıtma çamurlarını,”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan kişilerin bölgesinde bulundukları görevli tedarik şirketi aracılığıyla faydalanacakları YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvel uyarınca belirlenecek fiyatı,”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) İlan edilen ön YEK listesindeki başvurulara ve/veya bilgilere;
a) Üçüncü şahıslar tarafından sadece kişisel hak ihlali nedeniyle,
b) İlgili üretim lisansı sahipleri tarafından ilana konu bilgilerin düzeltilmesi amacıyla,
yazılı olarak beş gün içerisinde gerekçeleriyle birlikte itirazda bulunulabilir.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) YEKDEM katılımcıları üretmiş oldukları enerjinin serbest piyasaya arzını gerçekleştirir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 26 – (1) Hibrit tesislerde yenilenebilir enerji kaynağına dayalı elektrik enerjisi üretimi aşağıdaki usul ve esaslar çerçevesinde tespit edilir. Hibrit tesislerde;
a) Güneş enerjisinden üretilen elektrik enerjisi miktarı, YEK Kanununun 6 ncı maddesinin beşinci fıkrası uyarınca Bakanlıkça çıkarılan yönetmelik hükümleri çerçevesinde Piyasa İşletmecisine bildirilir.
b) Güneş enerjisi hariç, diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisi miktarı;
1) Ayrı sayaç kullanılarak belirlendiği durumlarda, elektrik üretimine ilişkin ilgili sayaç verileri esas alınarak belirlenir.
2) Bu fıkranın (c) bendinde belirtilen durum hariç ayrı sayaç kullanılarak belirlenmediği durumlarda, bu tür üretim tesisleri için diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisi miktarı belirlenmez ve ilgili üretim tesisi YEKDEM kapsamında dikkate alınmaz.
c) Elektrik üretiminin aynı üretim prosesinde farklı kaynak veya yakıt kullanılarak gerçekleştirilmesinin zorunlu olduğunun Kurul tarafından uygun bulunduğu, söz konusu zorunluluğun teknik gerekçelerle belgelendirildiği ve bu konuda varsa diğer mevzuatların gerektirdiği izin ve onayların alındığı üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisi miktarının ancak tek sayaç kullanılarak ölçülebildiği durumlarda; bu üretim tesislerinin YEKDEM kapsamındaki başvurularının değerlendirilmesine ilişkin bu Yönetmelikte yer almayan konular hakkındaki usul ve esaslar her bir üretim tesisi için Kurul Kararı ile belirlenir.
(2) Hibrit tesisin bulunduğu bölgedeki dağıtım şirketi, hibrit tesislerde üretilen elektrik enerjisi içerisindeki güneş enerjisi dışındaki diğer yenilenebilir enerji kaynağına dayalı olan ve birinci fıkra çerçevesinde tespit edilen elektrik enerjisi üretim miktarını belirler ve her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ve görevli tedarik şirketine bildirir. İlgili lisans sahibi tüzel kişi, bu fıkra kapsamında yapılacak belirleme için gerekli bilgi ve belgeleri zamanında ilgili dağıtım şirketine sunmakla yükümlüdür.
(3) Hibrit tesisin bulunduğu bölgedeki dağıtım şirketi, birinci fıkranın (b) bendinin (1) numaralı alt bendi ile (c) bendi kapsamındaki üretim tesislerinde, bu maddenin uygulanması kapsamında, gerektiğinde yerinde inceleme yapabilir.
(4) Bu Yönetmeliğin uygulanması kapsamında, Bakanlığın onayladığı elektrik üretim projesinde yer alan kaynak veya yakıt dışında farklı bir enerji kaynağı veya yakıtının kullanıldığının tespit edilmesi halinde, ilgili dağıtım şirketi söz konusu durumu üç işgünü içerisinde Kuruma bildirir. Kurum tarafından yapılan değerlendirme sonucunda bu kapsama girdiği tespit edilen tüzel kişiler, Kurul Kararıyla içinde bulunulan yıl da dahil olmak üzere, YEKDEM kapsamından çıkartılır ve geçmişe dönük olarak YEKDEM kapsamında bulunduğu her bir uzlaştırma dönemi için kendilerine ödeme yapılan birim fiyat ile ilgili uzlaştırma dönemi piyasa takas fiyatı ve sistem marjinal fiyatından küçük olan arasındaki fark ve ilgili uzlaştırma dönemi üretim miktarları kullanılarak hesaplanan bedel 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından katılımcıya fatura edilir ve tahsil edilen bedel takip eden uzlaştırma dönemi YEKDEM gelirine eklenir. İlgili katılımcının lisans sahibi olması halinde Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(5) Birinci fıkranın (c) bendi çerçevesinde hesaplamalarda dikkate alınan verilerin gerçeği yansıtmadığının tespit edilmesi halinde, ilgili dağıtım şirketi söz konusu durumu üç işgünü içerisinde Kuruma ve Piyasa İşletmecisine bildirir. Piyasa İşletmecisi, söz konusu bildirimin kendisine ulaştığı dönemden sonra gelen uzlaştırma döneminde söz konusu bildirim hakkında ilgili mevzuat çerçevesinde gerekli düzeltici iş ve işlemleri yapar. Söz konusu gerçeğe aykırı durumun ilgili lisans sahibi tüzel kişinin kusurundan kaynaklandığının Kurul tarafından değerlendirildiği hallerde, söz konusu tüzel kişi hakkında Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.”
MADDE 6 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 7 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1198daf727548.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11650 Karar Tarihi: 16/02/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 16/02/2023 tarihli toplantısında; Kahramanmaraş merkezli 6 Şubat 2023 tarihinde meydana gelen depremlerin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin (Yönetmelik) 35 inci maddesi uyarınca önlisans veya üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin süreli yükümlülükleri açısından “mücbir sebep” olarak kabul edilmesine, bu kapsamda:
06/02/2023 tarihinden başlamak üzere, olağanüstü hâl süresince ülke genelinde uygulanmak üzere;
Önlisans süreleri ve üretim lisansı kapsamında inşaat öncesi dönem ile inşaat dönemi ya da Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamındaki yükümlülük erteleme süreleri,
Depolamalı elektrik üretim tesisi başvuruları hariç olmak üzere, önlisans veya lisans başvuruları ile tadil başvuruları kapsamında gerekli bilgi ve belgelerin tamamlanması için verilen süreleri,
Önlisans veya üretim lisansı tadil işlemleri kapsamında belirlenen yükümlülüklere ilişkin süreleri,
Birleşme veya bölünme işlemleri kapsamında belirlenen yükümlülüklere ilişkin süreleri,
Eskisinin devamı mahiyetinde üretim lisansı verilmesi kapsamında belirlenen yükümlülüklere ilişkin süreleri,
sona eren veya sona erecek tüzel kişilere, sona erme tarihinden itibaren geçerli olmak üzere, söz konusu sürelerinin, herhangi bir işleme gerek kalmaksızın olağanüstü hal süresince uzamış olarak değerlendirilmesine ve bu konuda ilgili ana hizmet dairesinin yetkilendirilmesine,
Olağaüstü hâl kararı alınan ve/veya afet bölgesi ilan edilen illerde kurulması planlanan veya kısmen işletmede olan elektrik üretim tesislerine konu üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ile şirket merkezi bu illerde olan üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, Yönetmeliğin 52 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamındaki ilerleme raporu sunma yükümlülüğünden olağanüstü hâl süresince muaf tutulmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_11e6c24b13008.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13101-2 Karar Tarihi: 19/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 19/12/2024 tarihli toplantısında; Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin; Ekte yer alan Spot Doğal Gaz Piyasası İşletim Gelir Tavanının Karşılanması İçin Uygulanacak Bedel ve Komisyonlar İle Uygulamaya İlişkin Yöntem Bildirimi’nin kabul edilmesine,
karar verilmiştir.
EK- Spot Doğal Gaz Piyasası İşletim Gelir Tavanının Karşılanması İçin Uygulanacak Bedel ve Komisyonlar İle Uygulamaya İlişkin Yöntem Bildirimi. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_125d5bfd70097.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 8750 Karar Tarihi : 25/07/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 25/07/2019 tarihli toplantısında; Elektrik piyasasında faaliyet gösteren dağıtım şirketleri ve görevli tedarik şirketlerinin gelir/tarife düzenlemelerine esas parametrelerin geçerli olacağı dördüncü uygulama döneminin 1/1/2021 (dâhil)- 31/12/2025 (dâhil) olarak belirlenmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_129c1b2458280.docx | EK-1
EK-2
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI TÜKETİCİ HİZMETLERİ YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşma kapsamında hizmet alan veya veren taraflara uygulanacak standart, usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; tüketicilere hizmetlerin yeterli, kaliteli ve sürekli olarak sunulması için;
a) Verimli ve kesintisiz hizmet sağlanmasına ilişkin olarak uyulması gereken hizmet kalitesi standartlarına,
b) Elektrik enerjisi tüketiminin tespiti ve fatura edilmesine,
c) Kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımının tespiti ve bu kapsamda yapılacak iş ve işlemlere,
ç) Perakende satış sözleşmesinin içeriği ile imzalanmasına,
d) Tüketici şikâyetlerinin yapılması, bu şikâyetlerin değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması ile tüketicilerin bilgilendirilmesine yönelik usul ve esaslara,
e) Tüketicilerin hak ve yükümlülükleri ile tüketici zararlarının tazminine,
f) Serbest tüketicilerin hak ve yükümlülüklerine,
g) Güvence bedellerine ilişkin usul ve esaslara,
ilişkin hükümleri kapsar.
(2) İkili anlaşmalar kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın alan serbest tüketicilerle tedarikçileri arasında, dengeleme ve uzlaştırma ile ilgili mevzuat hükümleri ve/veya ikili anlaşmalar ile düzenlenmeyen hususlar hakkında, Altıncı Bölüm hükümleri hariç olmak üzere, bu Yönetmelik hükümleri uygulanır.
Hukuki dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Abone: Perakende satış sözleşmesi ile elektrik enerjisi ve/veya kapasite alan gerçek veya tüzel kişiyi,
b) Abone grubu: Aynı tarife grubuna tabi gerçek ve tüzel kişileri,
c) Aktif enerji: Aktif gücün zamanla çarpımından elde edilen ve kWh birimi ile ölçülen enerjiyi,
ç) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
d) Bağlantı gücü: Bir kullanım yerinin elektrik projesinde belirtilen kurulu gücün, kullanma faktörü ile çarpılması suretiyle hesaplanan güç miktarını,
e) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
f) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
g) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım şirketinin lisansında tanımlanan bölgeyi,
ğ) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
h) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
ı) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
i) Gecikme zammı: 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammını,
j) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariği yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
k) Hizmet: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışına yönelik olarak perakende satış sözleşmesinin imzalanması, sayaç okuma, ödeme bildirimleri ve tüketici şikayetleri ile tüketici hizmetlerine ilişkin diğer faaliyetleri,
l) İkili anlaşma: Gerçek veya tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
m) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, lisans, genelge ve Kurul kararlarını,
n) İlgili tüzel kişi: İlgisine göre TEİAŞ’ı, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi ve/veya tedarikçiyi,
o) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
ö) Kesme-bağlama bedeli: Tüketicinin elektriğinin kesilmesi veya bağlanması aşamalarından sadece birinde uygulanan ve Kurul tarafından belirlenen bedeli,
p) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
r) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
s) Mühürleme: Sayaç ve ölçü devresi elemanlarına dışarıdan yapılacak müdahaleyi önlemek amacıyla lisans sahibi tüzel kişiler tarafından ilk enerji verme, sayaç ve ölçü devresi elemanlarını kontrol ve durumunu tespit etme, enerji kesme ve açma gibi işlemler yapıldıktan sonra mühür ile ölçü düzeneğini muhafaza altına alma ya da aldırma yöntemini,
ş) Ortak sayaç: Birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin elektrik enerji tüketimlerini ölçmek amacıyla tesis edilen tek bir sayacı,
t) Otomatik Sayaç Okuma Sistemi (OSOS): Sayaç verilerinin otomatik olarak uzaktan okunabilmesi, verilerin merkezi bir sisteme aktarılması, doğrulanması, eksik verilerin doldurulması, verilerin saklanması ve ilgili taraflara istenilen formatta sunulması ve benzeri amaçlarla, TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından kurulacak olan ve gerekli yazılım, donanım ve iletişim ve benzeri altyapısını kapsayan sistemi,
u) Perakende satış hizmeti: Görevli tedarik şirketleri tarafından, elektrik enerjisi ve/veya kapasite satımı dışında, tüketicilere sağlanan faturalama ve tahsilât hizmetleri ile tüketici hizmetleri merkezi aracılığıyla verilen hizmetleri,
ü) Perakende satış sözleşmesi: Bağlantı anlaşması mevcut olan kullanım yeri için, görevli tedarik şirketi ile tüketiciler arasında ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, perakende satış tarifesi veya son kaynak tarifesinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite temini ile hizmet alımına yönelik olarak yapılan faaliyetlere ilişkin koşul ve hükümleri kapsayan sözleşmeyi,
v) Reaktif güç: Elektrik akımının gerilime göre 90 derece faz farklı, iş görmeyen ve kVAr birimi ile ölçülen gücü,
y) Reaktif enerji: Reaktif gücün zamanla çarpımından elde edilen ve kVArh birimi ile ölçülen enerjiyi,
z) Sayaç: Tüketicinin, elektrik enerjisi tüketimini ölçmek amacıyla ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak tesis edilen cihazı,
aa) Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli tedarik şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,
bb) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim sistemine doğrudan bağlı olması veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
cc) Son kaynak tedariği: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilere elektrik enerjisi tedariğini,
çç) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
dd) Tedarik: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan veya perakende satışını,
ee) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
ff) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
gg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ğğ) TÜİK: Türkiye İstatistik Kurumunu,
hh) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ıı) Yeraltısuyu Kullanma Belgesi: 16/12/1960 tarihli ve 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanunda belirtilen Kullanma Belgesini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Perakende Satış Sözleşmesi
Perakende satış sözleşmesi başvurusu
MADDE 5 – (1) Düzenlemeye tabi tarifeler yoluyla elektrik enerjisi ve/veya kapasite almak isteyen gerçek veya tüzel kişiler, ilgili görevli tedarik şirketine başvuruda bulunur. Başvuru sırasında bu Bölüm hükümlerince belirlenen bilgi ve belgeler sunulur. Sözleşmeye konu kullanım yeri için görevli tedarik şirketinde mevcut olan bilgi ve belgeler, başvuru sahibinden ayrıca istenmez.
(2) Birinci fıkra kapsamındaki başvurular, internet üzerinden ya da kayda alınmak suretiyle, telefonla da yapılabilir.
(3) Birinci ve ikinci fıkra kapsamında yapılan başvuruda, başvuru sahibinden, perakende satış sözleşmesinde yer verilmek üzere;
a) Başvuru sahibinin gerçek kişi olması halinde T.C. kimlik numarasını, Türk vatandaşı olmayan kişiler için pasaport numarası veya uluslararası geçerliliği olan muadili belge numarasını, kimlik bilgilerini, elektrik kullanılacak yerin adresi ile mülkiyetinin kime ait olduğunu ve kullanım yerini hangi sıfatla kullandığını,
b) İşyeri açan gerçek ve tüzel kişilerden, (a) bendine ek olarak, ayrıca ticaret unvanlarını, vergi kimlik numaralarını, bağlı bulundukları vergi dairesini, ticaret sicil numaralarını ve ticaret sicil kaydını yaptıkları ticaret sicil memurluğunun adını,
beyan etmesi istenir. Perakende satış sözleşmesi işlemlerinde abone olacak gerçek ve tüzel kişilerden kimlik fotokopisi, ikametgâh belgesi, tapu fotokopisi, kira sözleşmesi, daha önce kullanımda bulunduğu yerde elektrik borcunun olmadığını gösterir “Borcu yoktur” belgesi, ticaret sicil gazetesi, vergi levhası veya vergi numarasını gösterir belge istenmez.
(4) Üçüncü fıkra kapsamında beyan edilen kimlik bilgileri, Nüfus ve Vatandaşlık İşleri Genel Müdürlüğü’nün kurumsal internet sitesi üzerinden T.C. kimlik numarası doğrulaması yoluyla veya başvuru sahibinin nüfus cüzdanı istenip doğrudan kontrol edilerek teyit edilebilir. İşyeri açan talep sahiplerinin vergi kimlik numaraları Gelir İdaresi Başkanlığının kurumsal internet sitesi üzerinden e-vergi levhası sorgulaması yoluyla ticaret sicil bilgileri ise Ticaret Sicil Gazetesi Müdürlüğünün kurumsal internet sitesi üzerinden ticaret sicil sorgulaması yoluyla teyit edilir. Perakende satış sözleşmesinde bahsi geçen binanın veya tesisin mülkiyetinin kime ait olduğu konusunda da tüketicinin beyanı esas alınır ve bu hususta ayrıca bir belge istenmez.
(5) Görevli tedarik şirketi tarafından, mevcut tedarikçisini değiştirmek suretiyle elektrik enerjisi ve/veya kapasite almak isteyen bir gerçek veya tüzel kişiden, bir önceki tedarikçisini ve bu tedarikçiye olan yükümlülüklerini yerine getirdiğini yazılı olarak beyan etmesi istenebilir.
(6) Tedarikçisi ve abone grubu aynı kalmak kaydıyla, kullanım yerini değiştiren tüketicinin bir önceki kullanım yerine ait elektrik enerjisi tüketiminden kaynaklanan yükümlülüklerini yerine getirmesi zorunludur. Bu yükümlülükler yerine getirilmeden yeni bir perakende satış sözleşmesi imzalanamaz.
(7) Perakende satış sözleşmesinin imzalanmasından önce bu madde kapsamında beyan edilen bilgiler ile ilgili olarak, söz konusu bilgilerin doğruluğuna ilişkin üçüncü bir şahıs tarafından görevli tedarik şirketine bir şikâyette bulunulması halinde, görevli tedarik şirketi tarafından tüketiciye perakende satış sözleşmesi yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı bir belgeyi, bildirim tarihinden itibaren on iş günü içerisinde sunması istenir ve aksi halde sözleşmesinin iptal edilerek elektriğinin kesileceği bildirilir. Tüketicinin perakende satış sözleşmesi yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı bir belgeyi bu süre içerisinde görevli tedarik şirketine sunmaması halinde, tüketicinin gerçeğe aykırı beyanda bulunduğu kabul edilir ve söz konusu tüketicinin perakende satış sözleşmesi iptal edilir.
Sözleşmenin imzalanması
MADDE 6 – (1) Görevli tedarik şirketi, usulüne uygun olarak yapılan başvuruları, başvuru tarihini izleyen en geç üç iş günü içerisinde sonuçlandırır. Perakende satış sözleşmesi görevli tedarik şirketi ile başvuru sahibi tüketici arasında imzalanır ve söz konusu sözleşmenin “aslının aynıdır” onaylı bir nüshası, ilgili tüketiciye verilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında perakende satış sözleşmesi, ıslak imza veya elektronik imza ile imzalanır.
(3) 5 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamında perakende satış sözleşmesi için başvuruda bulunulması halinde; sözleşmenin imzalanması çerçevesinde başvuru sahibine, talebi üzerine sağlanan kurye, kargo ve benzeri sağlanacak kolaylıklar karşılığında oluşan maliyetler, ilgili başvuru sahibi tarafından karşılanır. Ancak bu kapsamda sağlanacak ek hizmetlerin bedellerinin, önceden görevli tedarik şirketinin internet sitesinde ilan edilmesi zorunludur.
(4) Görevli tedarik şirketi, imzalanan her bir perakende satış sözleşmesi hakkında ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye imza tarihini izleyen üç gün içerisinde, kayıt altına alınmak suretiyle, bilgi vermekle yükümlüdür.
Perakende satış sözleşmesinin kapsamı
MADDE 7 – (1) Perakende satış sözleşmesi, görevli tedarik şirketlerinin görüşleri alınmak suretiyle bu Bölüm hükümleri uyarınca standart sözleşme olarak Kurul tarafından belirlenir ve Kurul onayı alınmaksızın bu sözleşmede değişiklik yapılamaz. Standart sözleşme, görevli tedarik şirketleri ile Kurumun internet sitesinde yayımlanır. Perakende satış sözleşmesinde aşağıdaki hususlara yer verilir;
a) Tüketicinin adı soyadı, unvanı, adresi, T.C. kimlik veya vergi kimlik numarası,
b) Abone numarası,
c) Bağlantı anlaşmasında yer alan anlaşma gücü,
ç) Abone grubu,
d) Tarife sınıfı,
e) Sayaç ve ölçüm sistemi bilgileri,
f) Sözleşmenin tarihi,
g) Ödemeye ilişkin bilgiler,
h) Güvence bedeline ilişkin bilgiler,
ı) Tarafların hak ve yükümlülükleri,
i) Bağlantı anlaşmasında yer alan tesisat numarası,
j) Sözleşmenin süresi,
k) Sözleşmenin feshine ilişkin hükümler,
l) Perakende satış sözleşmesinde yer verilen ve tüketicinin beyanına dayanan bilgiler ile ilgili olarak, gerçeğe aykırı beyanda bulunulduğunun tespit edilmesi halinde, sözleşmenin iptal edileceği hususu,
m) Bulunması ve ilgili kişi tarafından uygun görülmesi halinde, ilgili gerçek veya tüzel kişinin telefon numarası ile e-posta adresi.
(2) Perakende satış sözleşmeleri kapsamında, 11/8/2002 tarihli ve 24843 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği çerçevesinde Kurum tarafından yapılan gelir ve/veya fiyat düzenlemesine aykırı olmamak kaydıyla, piyasada rekabeti geliştirecek ve uygulama açısından tüketicilere kolaylık sağlayacak hususlar yer alabilir.
(3) Perakende satış sözleşmesinde ilgili mevzuata aykırı hükümlere yer verilemez.
Sözleşmenin süresi ve sona erme
MADDE 8 – (1) Geçici kullanım amaçlı bağlantılar için yapılan perakende satış sözleşmeleri hariç olmak üzere, perakende satış sözleşmesinde süre sınırı bulunmaz.
(2) Tüketici, elektronik imza ile veya görevli tedarik şirketine yazılı olarak başvuruda bulunmak kaydıyla, perakende satış sözleşmesini sona erdirebilir. Söz konusu başvuruda, sözleşmenin sona erdirilmek istendiği tarih yer alır. Bu fıkra kapsamında yapılan başvuru, en geç üç iş günü içerisinde sonuçlandırılır.
(3) Görevli tedarik şirketi, perakende satış sözleşmesinin sona erdirileceği tarihin en az iki gün öncesinden, ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye, kayıt altına alınmak suretiyle, bilgi vermekle yükümlüdür. Dağıtım şirketi, ilgili kullanım yerinin sayaç değerlerini okuyarak, sözleşmenin sona erdirilmesinin talep edildiği tarihte, 16 ncı maddenin birinci fıkrası kapsamında kullanım yerinin elektrik enerjisini keser. İkinci fıkrada belirtilen süre saklı kalmak kaydıyla, talep edilen sonlandırma tarihinden sonraki elektrik tüketimleri, ilgili tüketiciye yansıtılmaz. Okunan sayaç değerleri görevli tedarik şirketine ve/veya piyasa işletmecisine bildirilir.
(4) Bir önceki tüketicinin perakende satış sözleşmesini sonlandırmadan veya sonlandırarak ayrılması ve farklı bir gerçek veya tüzel kişinin, aynı kullanım yeri için yeni bir perakende satış sözleşmesi başvurusunda bulunması halinde görevli tedarik şirketi tarafından;
a) Önceki tüketicinin ödenmemiş borçlarının bulunması halinde, söz konusu borçlar, ilgili tüketicinin güvence bedelinden düşülmek suretiyle karşılanır ve ilgili sözleşme sona erdirilir.
b) Güvence bedelinin ödenmemiş borçları karşılamaması halinde, (a) bendi kapsamında işlem yapılır ve kalan borç önceki tüketiciden tahsil edilir.
c) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca gerekli olan bilgi ve belgelerin sunulması kaydıyla, yeni başvuru sahibiyle perakende satış sözleşmesi düzenlenir.
(5) Dördüncü fıkra kapsamında, bir önceki tüketicinin perakende satış sözleşmesini sonlandırmadan kullanım yerinden ayrılması halinde, görevli tedarik şirketi, yeni başvuru sahibinden söz konusu yerin kullanım hakkına sahip olduğunu belgelemesini isteyebilir.
(6) Bu maddede belirtilen hususlar dışında, sözleşmesinin hangi hallerde sona erdirileceği, perakende satış sözleşmesinde düzenlenir.
Sözleşme taraflarının diğer hak ve yükümlülükleri
MADDE 9 – (1) Tüketici, perakende satış sözleşmesi kapsamındaki haklarını veya yükümlülüklerini önceden görevli tedarik şirketinin yazılı onayını almaksızın başkalarına devir, temlik ve rehin edemez.
(2) Perakende satış sözleşmesi taraflarından herhangi biri; perakende satış sözleşmesi ile bu Yönetmelik kapsamındaki herhangi bir yükümlülüğünü 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde düzenlenen mücbir sebepler nedeniyle yerine getiremediği takdirde, mücbir sebep olayının ya da etkilerinin devam ettiği ve yükümlülüğün yerine getirilmesini engellediği süre boyunca, etkilenen yükümlülükler askıya alınır.
(3) Perakende satış sözleşmesinin tarafları, bu Yönetmelik hükümlerinin uygulanması sonucu sahip oldukları bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve söz konusu bilgileri, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde düzenlenen hususlar dışında kullanmamak ve açıklamamak ile yükümlüdür.
Son kaynak tedariği kapsamında perakende satış sözleşmesinin imzalanması
MADDE 10 – (1) İkili anlaşma ile elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın almakta olan bir serbest tüketicinin ikili anlaşmasının herhangi bir nedenle sonlandırılması halinde, ilgili görevli tedarik şirketi söz konusu tüketiciye son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlamakla yükümlüdür.
(2) Birinci fıkra kapsamında, söz konusu serbest tüketici görevli tedarik şirketi tarafından konuyla ilgili olarak kendisine yapılan bildirim tarihinden itibaren onbeş iş günü içerisinde perakende satış sözleşmesinin imzalanması için ilgili görevli tedarik şirketine başvuruda bulunmak zorundadır. Söz konusu sözleşme son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite temininin başladığı tarihten itibaren yürürlüğe girer.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Perakende Satış Hizmetleri ve Sayaç Okuma
Tüketim miktarının tespiti
MADDE 11 – (1) Ön ödemeli sayaç kullanılması gibi haller dışında;
a) Ödeme bildirimine esas tüketim dönemi, perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşmada düzenlenir.
b) Tüketim dönemi ile ilgili olarak;
1) Tüketicinin tüketim dönemi, bir aydan az olmamak ve bir yılı geçmemek üzere, görevli tedarik şirketi tarafından belirlenir.
2) Tüketim dönemlerinin altı ay veya üzerinde olacak şekilde görevli tedarik şirketi tarafından belirlenmesi durumunda, ilgili tüketicinin talebi halinde, üç aydan az olmamak ve tüketim dönemi içerisindeki ay sayısını aşmamak üzere, tüketiciye vade farkı uygulanmaksızın, taksit imkânının sağlanması zorunludur.
3) Tüketim dönemlerinin altı aydan az olacak şekilde belirlenmesine rağmen, sayaçların fiilen altı ay veya üzerinde okunması halinde, ilgili tüketicinin talebi halinde, fiili tüketim dönemi içerisindeki ay sayısını aşmamak üzere, tüketiciye vade farkı uygulanmaksızın, taksitlendirme yapılması zorunludur.
c) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, tüketici sayacından ödeme bildirimine esas tüketim dönemleri itibarıyla dönem sonu endekslerini okur ve birbirini takip eden iki dönem arasındaki endeks farkının çarpan faktörü ile çarpımı sonucu bulunan değer tüketicinin elektrik enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
Ödeme bildirimi
MADDE 12 – (1) Ödeme bildiriminin hazırlanması ve tüketiciye tebliği ile ilgili usul ve esaslar, perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşmada düzenlenir.
(2) Görevli tedarik şirketi tarafından düzenlenen ödeme bildirimi, son ödeme tarihinden en az on gün önce tüketiciye tebliğ edilir. Tüketicinin tercih etmesi halinde, ödeme bildirimi tüketiciye elektronik posta yoluyla da gönderilebilir. İkinci bildirim de dahil olmak üzere, düzenlemeye tabi tarifeler yoluyla enerji alan tüketicilerin ödeme bildirimlerinin tebliği ile ilgili olarak, görevli tedarik şirketi, dağıtım şirketinden hizmet alımı yapabilir. Bu kapsamdaki hizmet alımı, süre sınırlamasına tabi değildir. Bu fıkra kapsamında yapılan hizmet alımı karşılığında oluşan maliyetlerin ne şekilde karşılanacağına ilişkin hususlar Kurul kararı ile düzenlenir.
(3) Görevli tedarik şirketleri tarafından düzenlenen ödeme bildirimlerinde, asgari olarak aşağıdaki bilgiler yer alır;
a) Tüketicinin adı-soyadı veya unvanı, adresi, tüketici ve/veya abone numarası, abone grubu,
b) Sayaç veya sayaçlara ait marka, tip ve seri numarası, çarpan, varsa akım ve/veya gerilim trafo oranları,
c) Tüketime esas ilk ve son endeksler ile okuma tarihleri,
ç) Tüketilen elektrik enerjisi miktarı,
d) Tüketimin fiyatlandırılmasına esas enerji ve kapasite bilgileri,
e) Elektrik enerjisi birim fiyatları ve tüketim bedeli ile ilgili mevzuat kapsamında faturalarda yer alması öngörülen diğer bedelleri,
f) Vergi, yasal kesinti ve borçlar,
g) Son ödeme tarihi, ödeme şekilleri ve merkezleri,
h) Değiştirilen sayaç var ise aynı döneme ait tüketim değerleri,
ı) Görevli tedarik şirketi ile dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin tüketici hizmetleri merkezlerinin telefon ve faks numaraları ile internet ve elektronik posta adresleri, arıza ve acil durumlarda aranabilecek dağıtım şirketinin telefon numarası,
i) Günlük enerji tüketim ortalaması,
j) Bir sonraki okuma dönemi,
k) Varsa geçmiş dönemlere ilişkin borç veya alacak,
l) Kesme-Bağlama bedeli,
m) Ödeme bildirimi tarihi itibariyle, tüketicinin son bir yıllık elektrik enerjisi tüketim miktarı,
n) Bulunması halinde otomatik ödeme talimatı bilgisi.
(4) Ödeme bildiriminde yer alan bilgilerin okunaklı olması zorunludur. Ödeme bildirimlerinde serbest tüketici hakkını elde eden tüketicileri belirli bir tedarikçiye yönlendirici herhangi bir bilgiye yer verilemez.
(5) Faturalar, kredi kartı ile ödenebilir. Faturaların kredi kartı ile ödenmesine ilişkin usul ve esaslar Kurul kararı ile belirlenir.
(6) Beşinci fıkra hükmü saklı kalmak koşuluyla, görevli tedarik şirketleri veya hizmet alımı yapılan kişiler tarafından faturaların tahsilatı işlemi sebebiyle tüketicilerden herhangi bir ad altında bedel talep edilemez.
Faturalarda ve faturalandırmaya esas unsurlarda hata tespiti
MADDE 13 – (1) Bu madde kapsamındaki hatalar; sayacın hatalı okunması, yanlış tarife veya reaktif ve aktif enerjiye ilişkin yanlış çarpım faktörü uygulanması, tüketim miktarı ve/veya bedelinin hatalı hesaplanması gibi hususlardır. Mükerrer ödeme bildirimi de bu fıkra kapsamında değerlendirilir.
(2) Bu madde kapsamındaki hatalara karşı, tüketici tarafından ödeme bildiriminin yapıldığı tarihten itibaren bir yıl içerisinde görevli tedarik şirketine itiraz edilebilir. İtirazın yapılmış olması ödeme yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz. İtiraza konu tüketim bedeli ile tüketicinin bir önceki tüketim döneminde ödemiş olduğu tüketim bedeli arasındaki farkın yüzde otuzdan fazla olması durumunda tüketici, bir önceki dönem tüketim bedeli kadarını son ödeme tarihine kadar ödeyebilir. Bu durumda tüketiciye 15 inci madde hükümleri uygulanmaz.
(3) İtiraz, görevli tedarik şirketi tarafından başvuru tarihini izleyen en geç on iş günü içerisinde incelenerek sonuçlandırılır.
(4) İtirazın dağıtım şirketini ilgilendiren hususlarla ilgili olduğunun tespit edilmesi halinde, itiraz geliş tarihinden itibaren görevli tedarik şirketi tarafından iki iş günü içerisinde dağıtım şirketine iletilir. Dağıtım şirketi; sayacın muayene raporu alınması amacıyla ilgili resmi kuruma gönderilmesi halinde, muayene raporu alınması için geçen süre hariç olmak üzere, itirazın kendisine ulaştığı tarihten itibaren on iş günü içerisinde inceleme sonuçlarını görevli tedarik şirketine bildirir. İnceleme sonuçları görevli tedarik şirketi tarafından en geç iki iş günü içerisinde tüketiciye yazılı olarak bildirilir.
(5) İnceleme sonucuna göre;
a) İtirazın haklı bulunması durumunda, itiraza konu tüketim bedelinin ödenmiş olması halinde, fatura tutarındaki farklar, kullanım dönemi birim fiyatlarıyla ve gecikme zammı ile birlikte, tüketicinin talebi halinde nakden ve defaten ve en geç üç iş günü içinde, diğer hallerde mahsuplaşmak suretiyle ilgili tüketiciye iade edilir. İadenin mahsuplaşmak suretiyle yapılması halinde, mahsuplaşmayı içeren ödeme bildiriminin düzenlenme tarihine kadar gecikme zammı uygulanır.
b) İtirazın kısmen haklı bulunması durumunda, itiraza konu tüketim bedelinin ödenmemiş olması halinde, tahsil edilmesi gereken kısım, takip eden ilk faturaya yansıtılmak suretiyle, tüketiciden tahsil edilir.
c) İtirazın haklı bulunmaması halinde, itiraza konu tüketim bedelinin tahsil edilmeyen kısmı, fatura son ödeme tarihinden itibaren hesaplanacak gecikme zammı ile birlikte, tüketiciden tahsil edilir.
(6) Bu madde çerçevesinde dağıtım şirketi veya ilgili tedarikçi tarafından hatalı tespitte bulunulduğu sonucuna varılması halinde,
a) Yapılan tespitin dağıtım şirketinin ve/veya tedarikçinin lehine olması durumunda,
1) Tüketim miktarının hesabında esas alınacak süre; doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde 12 ayı, bulunmaması halinde ise doksan günü aşamaz.
2) Tüketici tarafından ödenecek tutar, tüketicinin talep etmesi halinde, tüketim miktarının hesabında esas alınacak süre içerisindeki ay sayısı kadar eşit taksitler halinde ödenir. Bu bent kapsamında yapılacak hesaplamalarda ve taksitlendirmede gecikme zammı uygulanmaz.
b) Yapılan tespitin tüketicinin lehine olması durumunda, tüketimdeki farklar, gecikme zammı ile birlikte, tüketicinin talebi halinde nakden ve defaten ve en geç üç iş günü içinde, diğer hallerde mahsuplaşmak suretiyle ilgili tüketiciye iade edilir.
c) Tüketimdeki farklar, kullanım dönemindeki tarifeler üzerinden hesaplanır.
(7) Bu madde kapsamında tespit edilen tüketimdeki farklar sebebiyle, dağıtım şirketi ile tedarikçi arasında yapılması gereken işlemler hakkında 14 üncü maddenin altıncı fıkra hükümleri uygulanır.
Sayacın hiç veya doğru tüketim kaydetmemesi halinde tüketim miktarının tespiti
MADDE 14 – (1) Sayacın, tüketicinin kusuru dışında herhangi bir nedenle;
a) Hiç tüketim kaydetmediğinin tespiti halinde varsa tüketicinin aynı döneme ait sağlıklı olarak ölçülmüş geçmiş dönem tüketimleri dikkate alınarak, yoksa, tespit tarihinden sonraki tüketicinin ödeme bildirimine esas ilk iki tüketim dönemine ait tüketimlerinin ortalaması alınarak geçmiş dönem tüketimleri hesaplanır ve fatura edilir.
b) Doğru tüketim kaydetmediğinin tespit edilmesi halinde,
1) Sayacın eksik veya fazla tüketim kaydettiği miktarın sayaç dışı bir unsurdan kaynaklanması ve bunun dağıtım şirketince yerinde yapılan incelemede, teknik olarak tespit edilmesi durumunda bu tespit dikkate alınarak,
2) Sayacın eksik veya fazla tüketim kaydettiği miktarın elektrik sayaçları tamir ve ayar istasyonlarında teknik olarak tespit edilmesi durumunda söz konusu tespit dikkate alınarak,
3) (1) ve/veya (2) numaralı alt bentlerde düzenlenen tespitin bulunmadığı durumlarda; varsa tüketicinin aynı döneme ait sağlıklı olarak ölçülmüş geçmiş dönem tüketimleri dikkate alınarak, yoksa, tespit tarihinden sonraki tüketicinin ödeme bildirimine esas ilk iki tüketim dönemine ait tüketimlerinin ortalaması dikkate alınarak,
hesaplama yapılır ve fark tüketiciye iade veya fatura edilir.
c) (a) ve (b) bendinde belirtilen hallerde, geçmiş dönemlerde sağlıklı olarak ölçülmüş tüketimleri bulunmayan ve mevsimsel olarak belirli dönemlerde yoğun tüketim yapılan tarımsal sulama, yazlık mesken, turizm sektörü gibi kullanım yerlerinde, benzer özelliklere sahip kullanım yerlerinin tüketimleri dikkate alınarak geçmiş dönem tüketimleri bu madde kapsamında hesaplanır ve (a) bendi kapsamında tüketiciye fatura edilir, (b) bendi kapsamında ise fark tüketiciye iade veya fatura edilir. Bu çerçevede, kullanım yerindeki elektrik enerjisi tüketim miktarını etkileyebilecek değişiklikler de dikkate alınmak suretiyle, bir sonraki yılda aynı döneme ilişkin olarak tüketicinin tüketimi ile bu fıkra kapsamında hesaplanan tüketim miktarı arasında ortaya çıkan farkın tüketici lehine olması halinde fark, nihai yıl tarifeleri dikkate alınarak tüketiciye iade edilir. Aksi durumda ise fark aynı şekilde hesaplanarak tüketiciye fatura edilir.
(2) Faturaya esas süre, doğru bulgu ve belgenin bulunması halinde on iki ayı geçemez. Söz konusu bulgu ve belgelerin bulunmaması halinde ise, faturaya esas sürenin başlangıcı olarak, son endeks okuma ile tutanak düzenlenmiş olması kaydıyla kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemleri gibi, sayaç mahallinde dağıtım şirketince gerçekleştirilmiş olan en son işlem tarihi esas alınır. Ancak bu süre hiçbir şekilde doksan günü geçemez.
(3) Bu madde kapsamında faturalamaya esas sürenin başlangıcı, ikili anlaşma veya perakende satış sözleşmesinin imzalandığı tarihten önceki bir tarih olamaz.
(4) Bu madde kapsamında yapılan faturalama işleminde sayacın hiç tüketim kaydetmediği veya eksik tüketim kaydettiği dönem birim fiyatları kullanılır ve gecikme zammı uygulanmaz. Tüketicinin talep etmesi durumunda söz konusu miktar, faturaya esas alınan tüketim döneminin içerisindeki ay sayısı kadar eşit taksitler halinde ödenir. Taksitlendirme yapılması halinde uygulanacak gecikme zammı oranı, bu Yönetmelikte belirlenen gecikme zammı oranını hiçbir şekilde aşamaz. Eksik tüketim kaydedilen durumlarda, önceden ödenmiş olan bedeller, faturaya yansıtılmaz.
(5) Yukarıda yapılan hesaplamalar sonucunda, fazla tüketim kaydedildiğinin tespit edilmesi halinde tüketimdeki farklar, kullanım dönemi birim fiyatlarıyla ve gecikme zammı ile birlikte, tüketicinin talebi halinde nakden ve defaten en geç beş iş günü içerisinde, diğer hallerde mahsuplaşmak suretiyle ilgili tüketiciye iade edilir.
(6) Bu madde kapsamında tespit edilen tüketimdeki farklar ile ilgili olarak, dağıtım şirketi ile tedarikçi arasında Dengeleme ve Uzlaştırmaya ilişkin mevzuat hükümleri uyarınca yapılması mümkün olan itiraz ve düzeltmeler söz konusu mevzuat hükümlerince gerçekleştirilir. Tüketimdeki farklar ile ilgili Dengeleme ve Uzlaştırmaya ilişkin mevzuat hükümleri uyarınca yapılması mümkün olmayan düzeltmeler ise ilgili tedarikçi ve dağıtım lisansı sahipleri arasında kesilecek faturalar ile gerçekleştirilir. Dağıtım şirketleri ile tedarikçiler arasında yapılacak işlemlere ilişkin usul ve esaslar Kurul kararı ile düzenlenir.
Zamanında ödenmeyen borçlar
MADDE 15 – (1) Zamanında ödenmeyen borçların tahsiline ilişkin hususlar; perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşmalar kapsamında düzenlenir.
(2) Tüketicinin elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ödemelerini son ödeme tarihine kadar yapmaması durumunda tedarikçi tarafından tüketiciye yazılı olarak ikinci bildirimde bulunulur. Söz konusu bildirimde tüketicinin ödeme yükümlülüğünü belirtilen sürede yerine getirmemesi halinde elektrik enerjisinin kesileceği belirtilir. Tedarikçi tarafından perakende satış sözleşmesinde veya ikili anlaşmada belirlenecek bu süre, ikinci bildirimin yapıldığı tarihten itibaren en az beş iş günüdür. İkinci bildirim ile ilgili olarak, tedarikçi tarafından gerekli görülmesi halinde, yazılı bildirime ek olarak, ayrıca diğer haberleşme kanalları da kullanılarak bildirimde bulunulabilir.
(3) Tüketicinin perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşmalar kapsamında öngörülen ödemeleri, ikinci bildirimde belirtilen süre içerisinde de yapmaması halinde, ilgili tedarikçinin bildirimi üzerine, bildirim tarihinden itibaren en geç beş iş günü içerisinde TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından kesme bildirimi düzenlenmek suretiyle elektriği kesilir. Kesme bildiriminde, kesme tarihi ile saatine ve son endeks değerine yer verilmesi zorunludur. Söz konusu durum bir gün içerisinde TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından ilgili tedarikçiye bildirilir.
(4) Düzenlenen tarifelerle enerji ve/veya kapasite satın alan tüketicilerce zamanında ödenmeyen borçlara, görevli tedarik şirketi tarafından bu Yönetmelikte belirlenen oranı aşmamak üzere, gecikme zammı uygulanır. Gecikme zammı günlük olarak uygulanır.
(5) Borcun zamanında ödenmemesi nedeniyle elektrik enerjisi kesilmiş olan tüketicinin, birikmiş borçlarını gecikme zamları ile birlikte peşin ödeyerek veya görevli tedarik şirketi tarafından belirlenen takvim dahilinde ödemeyi taahhüt ederek görevli tedarik şirketine başvurması halinde tüketicinin elektrik enerjisi, 16 ncı madde hükümleri çerçevesinde yeniden bağlanır.
(6) Aynı kullanım yerine ait başka tüketicilerin önceki dönemlere ilişkin tüketimlerinden kaynaklanan borçları, yeni tüketicinin üstlenmesi talep edilemez.
(7) Tüketicinin bir perakende satış sözleşmesinden kaynaklanan borcu nedeniyle, aynı tüketicinin başka bir perakende satış sözleşmesine konu kullanım yerinin elektriği kesilemez.
Elektriğin kesilmesi ve kesilmiş olan elektriğin yeniden bağlanması
MADDE 16 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, 10 uncu maddenin ikinci fıkra hükümleri saklı kalmak koşuluyla, perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması sona eren tüketicinin yeni bir perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması bulunmaması halinde, kullanım yerinin elektrik enerjisini keser.
(2) İkili anlaşma ile elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın almakta olan bir serbest tüketicinin;
a) İkili anlaşmasının sona ermiş olması,
b) Sona erme tarihi itibariyle, serbest tüketicinin elektriğinin kesilmiş olması,
durumunda, serbest tüketicinin ilgili görevli tedarik şirketi ile perakende satış sözleşmesi yapma tarihine kadar, söz konusu tüketici son kaynak tedariğinden yararlandırılmaz.
(3) Bu madde ile 15, 26 ve 32 nci maddeler uyarınca TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından elektriği kesilmiş olan tüketicinin, ilgili yükümlülüklerini yerine getirmesi ve ilgili tedarikçinin TEİAŞ veya dağıtım şirketine bildirmesi üzerine;
a) İmar yerleşim alanında iki gün içerisinde,
b) İmar yerleşim alanı dışında üç gün içerisinde,
elektrik enerjisi yeniden bağlanır. 15 inci madde sebebiyle yapılacak bağlama işleminden sonra ilgili tüketiciye bağlama bildiriminde bulunulur. Bağlama bildiriminde, bağlama tarihi ile saatine ve son endeks değerine yer verilmesi zorunludur.
(4) Elektrik enerjisinin yeniden bağlanması için, tüketici tarafından ödenecek kesme-bağlama bedeli, kesme-bağlamanın TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından tedarik şirketine bildirimini takip eden bir sonraki döneme ait ödeme bildirimine yansıtılır. Bu kapsamda;
a) Fiilen elektriği kesilmeyen tüketiciden kesme-bağlama bedeli talep edilmez.
b) Tedarikçinin iletim veya dağıtım şirketine elektriğin kesilmesi bildiriminde bulunmasından sonra, tüketicinin yükümlülüklerini yerine getirmesine rağmen bu durumun söz konusu tedarikçi tarafından TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine bildirilmemesi ve TEİAŞ veya dağıtım şirketinin yükümlülüklerin yerine getirildiğini kesme-bağlama işleminin uygulanması için varmış olduğu kullanım yerinde öğrenmesi halinde, söz konusu kesme-bağlama bedelinin yarısı oranında bir bedelin, ilgili tedarikçi tarafından TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine ödenmesi zorunludur. Ödenen bu bedel tüketicinin ödeme bildirimine yansıtılamaz.
Tüketici hizmetleri merkezi
MADDE 17 – (1) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, faaliyet konuları ile ilgili olarak arıza bildirimi, kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanım ihbarları, ödeme bildirimlerine ilişkin itirazlar, şikâyetler ve benzeri konularda yapılan başvuruların cevaplandırılması için, yeterli donanım ve personele sahip tüketici hizmetleri merkezleri kurulur.
(2) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, tüketici hizmetleri merkezlerinin bünyesinde, tüketicilere yönelik yirmidört saat kesintisiz hizmet verecek şekilde çağrı merkezi kurulur. Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri ile ilgili olarak birbirlerinden veya aynı kaynaktan hizmet alımı yapabilirler. Bu kapsamdaki hizmet alımı, süre sınırlamasına tabi değildir.
(3) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketlerinin internet sitelerinde, kolayca görülebilecek ve erişilebilecek şekilde “İtiraz veya Şikâyet Başvurusu” erişimine yer verilmesi zorunludur.
İhbar ve şikâyet başvuruları
MADDE 18 – (1) Arıza bildirimleri ile kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanım ihbarları şahsen, telefonla veya internet aracılığıyla yapılabilir. Bunların dışındaki başvurular, ilgili tüzel kişinin tüketici hizmetleri merkezine internet aracılığıyla veya yazılı olarak yapılır.
(2) Tüketici hizmetleri merkezi tarafından kaydedilen başvurular, onbeş iş günü içerisinde sonuçlandırılarak öngörülen işlem, başvuru sahibinin talebine uygun olarak; telefon veya internet aracılığıyla ya da yazılı olarak bildirilir.
(3) Tüketici hizmetleri merkezine yapılan başvuruya ilişkin olarak, ilgili tüzel kişi tarafından öngörülen işlem hakkında başvuru sahibi ile ilgili tüzel kişi arasında bir anlaşmazlığın söz konusu olması halinde; başvuru sahibi tarafından Kuruma, ancak öngörülen işlemin ilgili mevzuata aykırılık teşkil ettiği iddiasıyla başvurulabilir. Kurum, gerekli gördüğü hallerde inceleme yapar veya yaptırır.
(4) Kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımına ilişkin ihbarları yapan kişilerin kimlikleri gizli tutulur.
(5) Tüketici hizmetleri merkezine ulaşan tüm başvuru, ihbar ve şikâyetlerin; ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, ilgili tüzel kişiler tarafından kayıt altına alınmak suretiyle raporlanması zorunludur.
Tüketicilerin bilgilendirilmesi ile tüketici hakları ve zararların tazmini
MADDE 19 – (1) Dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketleri, tüketicilerin yeterli, güvenli, sürekli ve kolay bir şekilde hizmet almalarını ve hizmet seçeneklerini öğrenmelerini teminen, gerekli bilgilendirme faaliyetini, yerine getirmekle yükümlüdür.
(2) Tüketicilerin bilgilendirilmesi görevi, ilgili tüzel kişinin tüketici hizmetleri merkezleri tarafından yürütülür. İlgili tüzel kişiler, tüketicilere ücretsiz olarak broşür, katalog gibi araçlar dağıtabilir ve/veya elektronik posta veya kısa mesaj gönderebilir. Bu madde kapsamında yapılacak bilgilendirmeler, ayrıca internet sitesi üzerinden de kolayca ulaşılabilecek bir biçimde yayımlanır.
(3) Tüketicilere satış yapan tedarikçilerin her biri, bir önceki yıla ait satışları içerisindeki yenilenebilir enerji kaynaklarından olan alıma ilişkin bilgileri internet sayfalarında duyurmakla yükümlüdür.
(4) Görevli tedarik şirketi, tüketicinin talebi halinde ve her takvim yılı içerisinde bir defaya mahsus olmak üzere, tüketicinin geçmiş oniki aya yönelik elektrik enerjisi tüketimini ayrıntılı şekilde gösteren belgeyi ücretsiz olarak sunmakla yükümlüdür. Bu yükümlülük kapsamında, önceki tedarikçiler nezdinde yapılan tüketim miktarları dikkate alınmaz.
(5) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, tüketicileri dağıtım veya iletim sisteminde programlanmış bir müdahale nedeniyle meydana gelecek programlı kesintiler hakkında yazılı, işitsel veya görsel basın yayın kuruluşları aracılığıyla ve internet sitesinde, ayrıca isteyen kullanıcılara kısa mesaj ve/veya elektronik posta gönderilmesi suretiyle kesintinin tarih, başlangıç ve sona erme zamanının, kesintinin başlama zamanından en az kırk sekiz saat önce nihai tüketicilere bilgilendirmekle yükümlüdür.
(6) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca elektrik enerjisi hizmeti alan tüketicilerin hakları ve zararlarının tazmini konusunda, Tüketicinin Korunması Hakkında Kanun hükümleri ile ilgili diğer mevzuat hükümleri uygulanır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Serbest Tüketiciler
Serbest tüketici kapsamı
MADDE 20 – (1) Aşağıdaki koşulları sağlayan tüketiciler serbest tüketici olarak kabul edilir;
a) İletim sistemine doğrudan bağlı olan tüketiciler,
b) Bir önceki takvim yılına ait toplam elektrik enerjisi tüketimleri serbest tüketici limitini geçen tüketiciler,
c) İçinde bulunulan yılda gerçekleşen toplam elektrik enerjisi tüketimleri serbest tüketici limitini geçen tüketiciler,
ç) Organize sanayi bölgesi tüzel kişilikleri,
d) İçinde bulunulan yılda serbest tüketici limitini geçeceğini görevli tedarik şirketine taahhüt eden ve bağlantı anlaşmasındaki bağlantı veya sözleşme gücü dikkate alınarak hesaplanan tüketim değeri serbest tüketici limitini geçen yeni tüketiciler.
(2) Birinci fıkranın (d) bendi kapsamında serbest tüketici niteliği kazanmış tüketicilerin gerçekleşen tüketimlerinin başvuru tarihindeki serbest tüketici limitinin altında kalması halinde, bu hususun tespitini izleyen on iki ay boyunca söz konusu tüketiciler, tüketim miktarlarına bakılmaksızın serbest tüketici hakkından yararlanamaz.
(3) Elektrik enerjisi tüketimleri tek bir ortak sayaç ile ölçülebilen birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin tükettiği toplam elektrik enerjisi miktarının serbest tüketici limitini geçmesi veya bu limitin geçileceğinin taahhüt edilmesi durumunda, bu kişilerin birlikte serbest tüketici niteliği kazandığı kabul edilir.
(4) Serbest tüketici kapsamında yer alan tüketicilerin tedarikçisini seçme hakkını kullanmaları halinde; ortak veya birden fazla tüketim noktasındaki tüketici sayaçlarının, Kurum tarafından yayımlanan düzenlemeye uygun çok zaman dilimli ölçüm yapabilen elektronik sayaçlar olması zorunludur.
(5) Serbest tüketici niteliği ile birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişinin aralarından yetkilendirdiği bir tüketici adına satın alınan tek bir ortak sayaç ile ölçülebilen elektrik enerjisinin, kâr amaçlı olarak tekrar satışı yapılamaz.
Serbest tüketicilerin listesinin yayımlanması ve kayıtlarının tutulması
MADDE 21 – (1) Tüm tüketiciler serbest tüketici olana kadar, bir önceki takvim yılına ait toplam elektrik enerjisi tüketim miktarı serbest tüketici limitini geçen tüketicilerin listesi, bölgelerinde bulundukları dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından, serbest tüketici limitlerinin Resmî Gazete’de yayımlanma tarihinden itibaren otuz gün içerisinde, dağıtım şirketinin internet sitesinde güncel ve sürekli olarak yayımlanır. Bu kapsamda aksine yazılı beyanı olmadığı sürece, ilan edilecek listelerde, tedarikçiler için ilgili tüketicilerin iletişim bilgilerine erişimin sağlanması zorunludur. Bu fıkra kapsamında edinilen bilgiler lisansta belirtilen faaliyetler dışında kullanılamaz ve ticarete konu edilemez.
(2) Serbest tüketicilere ilişkin kayıtlar, iletim sistemine doğrudan bağlı olan tüketiciler için TEİAŞ, dağıtım sistemi üzerinden elektrik enerjisi ve/veya kapasite temin eden tüketiciler için ise dağıtım şirketleri tarafından güncel halde tutulur. Bu kapsamda oluşturulacak veri tabanında kullanılmak üzere her bir serbest tüketiciye, TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından dengeleme ve uzlaştırma ile ilgili mevzuatta belirtilen usul ve esaslar çerçevesinde bir “Serbest Tüketici Sayaç Kayıt Numarası” verilir. Söz konusu “Serbest Tüketici Sayaç Kayıt Numarası”, TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından ilgili tüketicinin tedarikçisine bildirilir.
(3) “Serbest Tüketici Sayaç Kayıt Numarası”nın; serbest tüketiciler ile tedarikçiler arasındaki ikili anlaşmaların yanı sıra serbest tüketiciler ve tedarikçilerin Kurum ve diğer piyasa katılımcıları ile yapacakları her türlü yazışmada referans olarak kullanılması zorunludur.
Serbest tüketicilerin hak ve yükümlülükleri
MADDE 22 – (1) İkili anlaşma yaparak tedarikçisini seçme hakkını kullanmış olan serbest tüketici, bir önceki takvim yılına ait toplam elektrik enerjisi tüketiminin serbest tüketici limitinin altında kalması durumunda, yeniden serbest tüketici niteliği kazanıncaya kadar yeni bir ikili anlaşma yapamaz veya mevcut ikili anlaşmasının süresini uzatamaz ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın alır.
(2) Serbest tüketiciler, tüketim miktarı serbest tüketici limitini geçen her bir ölçüm noktası için ayrı bir tedarikçi ile ikili anlaşma yapabilir.
(3) Serbest tüketiciler, ikili anlaşmalarının herhangi bir şekilde sona ermesi veya talep etmeleri halinde, bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde, bölgelerindeki görevli tedarik şirketinden son kaynak tedariği kapsamında elektrik enerjisi ve/veya kapasite satın alabilir.
(4) Tüketicilerin bir organize sanayi bölgesinde yer alması serbest tüketici niteliği kazanmalarından doğan tedarikçilerini seçme haklarını ortadan kaldırmaz.
(5) Tedarikçisini değiştirmek isteyen bir serbest tüketici, bir önceki tedarikçisine olan yükümlülüklerini ilgili mevzuat çerçevesinde yerine getirmekle yükümlüdür.
(6) Tüketicinin talebi üzerine veya tüketicinin onayının ibraz edilmesi şartıyla tedarikçi, ikili anlaşma imzalamadan önce, serbest tüketicinin bulunduğu dağıtım bölgesindeki dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden; mevcut olması halinde önceki iki takvim yılına, mevcut olmaması halinde içerisinde bulunulan yıla ait tüketim miktarlarını, tüketim yük eğrisini ve usulsüz ve/veya kaçak elektrik kullanıp kullanmadığını gösteren bir belge talep edebilir. Söz konusu talebin ilgili tüzel kişi tarafından on iş günü içerisinde karşılanması zorunludur.
Tedarikçilerin yükümlülükleri
MADDE 23 – (1) Serbest tüketiciye ikili anlaşma yoluyla elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan tedarikçi aşağıdaki yükümlülükleri yerine getirmek zorundadır;
a) Serbest tüketiciyi; tüketici hakları, ikili anlaşmalar kapsamındaki ticari seçenekler ve muhtemel riskler ile talep tarafı katılımına ilişkin bilgiler hakkında anlaşma yapılmadan önce yazılı olarak veya elektronik posta yoluyla bilgilendirmek,
b) İkili anlaşmaları; sayaçları, sayaçlarla ilgili mevzuata uygun olarak tesis edilmiş olan serbest tüketiciler ile yapmak,
c) İkili anlaşma kapsamında taahhüt ettiği elektrik enerjisi ve/veya kapasiteyi anlaşmanın koşulları çerçevesinde kesintisiz olarak sağlamak,
ç) Dengeleme ve uzlaştırma ile ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde piyasa işletmecisine gerekli bilgileri vermek,
d) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere, serbest tüketicilere ait kayıtların güncel halde tutulmasını sağlayacak nitelikteki bilgileri vermek.
(2) İkili anlaşmalarda ilgili mevzuata aykırı hükümlere yer verilemez.
Kamuoyunun bilgilendirilmesi
MADDE 24 – (1) Bir önceki takvim yılına ait olmak üzere;
a) TEİAŞ, iletim sistemine doğrudan bağlı olup tedarikçisini seçme hakkını kullanan serbest tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
b) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler;
1) Bölgelerinde tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
2) Tedarikçisini seçme hakkını kullanan serbest tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
3) Serbest tüketici limitini geçtikleri halde tedarikçisini seçme hakkını kullanmayan tüketiciler tarafından tüketilen toplam elektrik enerjisi miktarını,
her yıl Şubat ayı içerisinde Kuruma bildirmek ve internet sitesinde yayımlamak suretiyle kamuoyuna duyurmak zorundadır.
Serbest tüketici limitindeki indirimin belirlenmesi
MADDE 25 – (1) Serbest tüketici limitine ilişkin indirimler Kurul tarafından;
a) Rekabetin gelişimi,
b) Ölçme-iletişim-kontrol alt yapısının yeterliliği,
c) Piyasa işletmecisinin işlem kapasitesi,
ç) Piyasada serbestçe müzakere edilerek ikili anlaşmalara bağlanabilecek üretim kapasitesi,
d) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından serbest tüketicilere ilişkin olarak sağlanan istatistiki bilgiler,
dikkate alınmak suretiyle her yılın 31 Ocak tarihine kadar belirlenir. Bu indirimlere göre hesaplanan yeni serbest tüketici limitleri Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sitesinde duyurulur.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Kaçak ve Usulsüz Elektrik Enerjisi Tüketimi
Kaçak elektrik enerjisi tüketimi
MADDE 26 – (1) Gerçek veya tüzel kişinin;
a) Kullanım yerine ilişkin olarak; perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşma olmaksızın dağıtım sistemine müdahale ederek elektrik enerjisi tüketmesi,
b) Dağıtım sistemine veya sayaçlara veya ölçü sistemine ya da yapı bina giriş noktasından sayaca kadar olan tesisata müdahale ederek, tüketimin doğru tespit edilmesini engellemek suretiyle, eksik veya hatalı ölçüm yapılması veya hiç ölçülmeden veya yasal şekilde tesis edilmemiş sayaçtan geçirilerek, mevzuata aykırı bir şekilde elektrik enerjisi tüketmesi,
c) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin ilgili mevzuata uygun olarak kestiği elektrik enerjisini, mücbir sebep halleri dışında; yükümlülüklerini yerine getirmeden dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin izni dışında açması,
kaçak elektrik enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
(2) Yapılan kontrollerde, kaçak elektrik enerjisi tüketildiğine dair bir şüpheye sebep olacak bir bulguya rastlanılması halinde bu Bölüm uyarınca belirlenen yöntemler çerçevesinde kaçak tespit süreci başlatılır.
(3) Kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespit edilmesinde, ilgili tüzel kişinin tespitini doğru bulgu ve belgelere dayandırması ve tüketici haklarının ihlal edilmemesi esastır. Kaçak işleminin başlatılması için bu sürecin sonunda kaçak elektrik enerjisi kullanımının tespiti gereklidir.
(4) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, kaçak tespit süreci sonucunda kaçak elektrik enerjisi tüketimi tespit edilen gerçek veya tüzel kişilerin elektrik enerjisini keserek sayacı mühürler ve Cumhuriyet Savcılığına suç duyurusunda bulunur.
Kaçak elektrik enerjisi kullanımı tespit süreci
MADDE 27 – (1) 26 ncı maddesinin birinci fıkrasının (a) ve (b) bentlerinde yer alan hususlar göz önünde bulundurularak; kullanım yerinde yapılan kontrollerde, gerçek veya tüzel kişiler tarafından;
a) Dağıtım sistemine veya ölçü sistemine ya da tesisata tüketimin doğru tespit edilmesini engellemek suretiyle yapılan müdahalelerin tespiti veya 26 ncı maddenin birinci fıkrasının (a) ve (c) bendi hallerinde,
b) Elektrik enerjisinin eksik veya hatalı ölçülerek veya hiç ölçülmeden veya yasal şekilde tesis edilmemiş sayaçtan geçirilerek tüketilmesi halinde,
c) Sayaçların tüketimleri doğru kaydetmediği şüphesi bulunması durumunda sayaç sökülerek yerine uygun bir sayaç takılmak sureti ile incelemeye alınır. Sökülen ve takılan sayaçlarla ilgili EK-2’de yer alan sayaç sökme takma tutanağı düzenlenir. İnceleme sonucunda sayaca müdahale edilerek tüketimin doğru tespit edilmesinin engellenmesi suretiyle elektrik enerjisinin eksik veya hatalı ölçülerek veya hiç ölçülmeden tüketildiğinin labaratuvar raporu ile tespiti halinde,
EK-1’de yer alan kaçak tespit tutanağı düzenlenir.
(2) Tutanaklarda yer alan bilgilerin eksiksiz ve okunaklı olarak doldurulması esastır.
Kaçak elektrik tüketim miktarının hesaplanması
MADDE 28 – (1) 26 ncı maddenin birinci fıkrasının (a) ve (b) bendi kapsamındaki kaçak olarak tüketilen elektrik enerjisi miktarı, tüm tüketiciler için,
a) Öncelikle tüketimi doğru olarak kaydetmiş olan sayaç değerine göre,
b) Tüketimi doğru olarak kaydetmiş olan sayaç değerinin bulunmaması durumunda, ihtilafsız aynı dönemki tüketim miktarına göre,
hesaplanır. (b) bendi kapsamında, kaçak kullanım tespitinin yapıldığı tarihten geriye dönük olarak yapılan incelemeler sonucunda, tüketim değerlerinin düşmeye başladığı tarih tespit edilebiliyorsa, bu tarihten önceki aynı dönem, ihtilafsız dönem olarak kabul edilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında doğru tespit edilmiş tüketim değeri yoksa, kullanım yerinin müstakil trafolu olup olmamasına bakılmaksızın;
a) Meskenlerde, proje varsa projesinde belirtilen gücün kullanma faktörü olan 0,60’ı, projesi yok ise, basit yapılarda 3 (üç) kW, diğerlerinde 5 (beş) kW’ın altında olmamak üzere bağlantı gücüne ve ortalama günlük çalışma saatine göre, yöresel özellikler ve benzer yapılar göz önüne alınarak,
b) Diğer abone gruplarında, tespit edilen kurulu gücün kullanma faktörü olarak alınan 0.60 ile çarpımı sonucu bulunan değer bağlantı gücü olarak kabul edilir ve bu değer 3 kW’ın altında olmamak üzere ortalama günlük çalışma saatlerine göre, hesaplanır. Bu tür hesaplamaların yapılamaması durumunda, tüketilen elektrik enerjisi miktarı aynı yörede bulunan benzer kullanım yerlerinin ortalama tüketimlerine göre hesaplanarak tespit edilir.
(3) Mühürlenmiş sayaçtan geçirilmeksizin ayrı bir hat çekilerek birtakım cihazlar kaçak olarak beslenmiş ise, tüketilen elektrik enerjisi sadece bu hat üzerindeki cihazların kurulu gücü dikkate alınarak hesaplanır.
(4) 26 ncı maddenin birinci fıkrasının (c) bendi çerçevesindeki tespitlerde; elektrik enerjisinin kesildiği tarihteki endeks değeri ile kaçak tespitinin yapıldığı tarihteki endeks değeri arasındaki fark dikkate alınarak hesaplanır.
Kaçak elektrik tüketim miktarının hesaplanmasında ve faturalamada esas alınacak süre
MADDE 29 – (1) Kaçak elektrik enerjisi kullandığı tespit edilen tüketiciye yapılacak faturalandırmada, aşağıda yer alan süreler esas alınır.
a) 26 ncı maddenin birinci fıkrasının (a) bendi çerçevesindeki tespitlerde; kaçak elektrik enerjisi kullanımına ilişkin olarak yapılacak hesaplamada esas alınacak süre; doğru bulgu ve belgelere dayandırılması kaydıyla kaçak elektrik enerjisi kullanılmaya başlandığı tarih ile kaçak tespitinin yapıldığı tarih arasındaki süre olup bu süre 12 ayı geçemez. Doğru bulgu ve belgelerin bulunmaması halinde bu süre 90 gün olarak alınır.
b) 26 ncı maddenin birinci fıkrasının (b) bendi çerçevesindeki tespitlerde,
1) Kullanım yerine ilişkin olarak; perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşma yapılmış olan yerler için, kaçak elektrik enerjisi kullanımına ilişkin olarak yapılacak hesaplamada esas alınacak süre; son endeks okuma ile tutanak düzenlenmiş olması kaydıyla kontrol, mühürleme, kesme-bağlama, sayaç değiştirme işlemleri gibi, sayaç mahallinde dağıtım şirketince gerçekleştirilmiş olan en son işlem tarihi ile kaçak tespitinin yapıldığı tarihe kadar olan süredir ve bu süre 90 günü geçemez. Ancak, sayaçtan geçirilmeden ayrı bir hatla kaçak elektrik enerjisi kullanımının tespiti halinde, kullanım süresi esas alınır. Ancak bu süre 180 günü geçemez.
2) (1) numaralı alt bentte belirtilen sürenin dışında, tüketicinin kaçak elektrik enerjisi kullanım başlangıç tarihinin doğru bulgu ve belgelerle tespit edilmesi halinde, kaçak tüketime ek olarak (1) numaralı alt bent çerçevesinde belirlenen başlangıç tarihinden itibaren, doğru bulgu ve belgelerle tespit edilmiş kaçak elektrik enerjisi kullanımı başlangıç tarihine kadar geriye dönük normal tüketim hesabı yapılır.
3) Kaçak tüketimi ile kaçağa ilişkin normal tüketim hesabında esas alınacak sürelerin toplamı, 12 ayı geçemez. Yapılacak hesaplamada tüketimin yapıldığı kabul edilen dönemlerdeki birim fiyatlar dikkate alınır ve gecikme zammı alınmaz.
c) 26 ncı maddenin birinci fıkrasının (c) bendi çerçevesindeki tespitlerde; kaçak elektrik enerjisi kullanımına ilişkin olarak yapılacak hesaplamada esas alınacak süre, tüketicinin tespite konu elektrik enerjisinin kesildiği tarih ile kaçak tespitinin yapıldığı tarih arasındaki süredir.
(2) Kaçak elektrik tüketim miktarının hesaplanmasında ortalama günlük çalışma saatleri;
a) Meskenlerde; 5 saat kabul edilir.
b) Tarımsal sulama abonelerinde; ilgili Tarım İl Müdürlüğünden ürün bazında alınacak sulama sezonu saati bilgisi çerçevesinde belirlenen saat olarak kabul edilir.
c) Sanayi abone grubundan enerji alanlar ile turistik tesisler, akaryakıt istasyonları, hastaneler, alışveriş merkezleri gibi vardiyalı hizmet veren tüketicilerden, tek vardiyalı çalışanlar için 7 saat, iki vardiya çalışanlar için 14 saat, üç vardiya çalışanlar için 21 saat kabul edilir.
ç) Diğer abonelerde; 8 saat kabul edilir.
d) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmayanlara, çalışma saatleri % 20 oranında artırılarak uygulanır.
(3) İkinci fıkranın (c) bendinin uygulanmasında, vardiya sayısının tespitinde kaçak tespiti yapan kuruluşun görevlilerinin tespiti ve şirket kayıtları, bunun mümkün olmaması halinde kamu kurum ve kuruluşları tarafından verilen resmi belgeler göz önüne alınır. Çalışma saatlerinin ikinci fıkranın (c) bendinde belirtilenlerden daha fazla olmasının tespiti durumunda ise, tespit edilen saatler esas alınır.
Kaçak elektrik enerjisinin faturalandırılması
MADDE 30 – (1) Tüm kaçak kullanımlara ilişkin hesaplamalar Kurul onaylı fonsuz tarife tablolarındaki ilgili tüketicinin abone grubuna ilişkin tek terimli, tek zamanlı tarife üzerinden yapılır. Yapılan hesaplamalarda reaktif enerjiye ve trafo kayıplarına ilişkin bedeller ile abone/okuma/fatura başına uygulanan bedeller dikkate alınmaz.
(2) Kaçak elektrik enerjisi kullandığı tespit edilen tüketicinin, 29 uncu madde çerçevesinde hesaplanan tüketimi, dahil olduğu abone grubuna kaçak elektrik enerjisi kullandığı dönemde uygulanmakta olan ve birinci fıkrada kapsamı belirtilen fonsuz tarifenin 1,5 (bir buçuk) katı ile çarpılarak, kaçak enerji bedeli hesaplanır ve bu bedel fatura edilir.
(3) Yapılan kaçak tüketim hesabı ve kaçak tüketime ek olarak yapılan hesaplamalar dönemi içinde kalan, varsa daha önce yapılmış tüketim miktarları tenzil edilir.
(4) Tüketicinin aynı veya başka bir kullanım yerinde mükerrer kaçak elektrik enerjisi kullandığının tespiti durumunda, kaçak elektrik enerjisi kullanımının tespit edildiği tarihte yürürlükte olan ve birinci fıkrada kapsamı belirtilen fonsuz tarifenin 2 (iki) katı göz önüne alınarak hesaplama yapılır.
(5) Perakende satış sözleşmesi veya ikili anlaşması olmayanlara ilişkin kaçak elektrik enerjisi kullanımlarındaki hesaplamalar, ticarethane abone grubuna uygulanan fonsuz tarife üzerinden yapılır.
Ödeme
MADDE 31 – (1) Kaçak elektrik enerjisi kullandığı tespit olunan tüketici, kendisine fatura edilen bedeli, tebliğ edilen ödeme bildiriminde yer alan son ödeme tarihine kadar ödemekle yükümlüdür. İtirazın yapılmış olması ödeme yükümlülüğünü ortadan kaldırmaz.
(2) Tüketici, söz konusu kaçak faturasına ilişkin tebliğ edilen ödeme bildirimine, kanıt ve belgeleri ile birlikte, bildirim tarihinden itibaren altı ay içerisinde itiraz edebilir. Bu itiraz en geç on iş günü içerisinde sonuçlandırılır. İnceleme sonucuna göre; tüketicinin haklı olduğunun anlaşılması ve tüketicinin tebliğ edilen ödeme bildiriminde yer alan tutarı ödemiş olması halinde, dağıtım şirketince iade edilecek tutara, tüketicinin ödeme tarihinden itibaren geçerli olmak üzere, gecikme zammı, günlük olarak uygulanarak iade işlemi gerçekleştirilir.
(3) İkinci fıkra kapsamında yapılan itiraz sonuçlandırılıncaya kadar tüketicinin mağduriyetinin önlenmesi bakımından itiraza esas tutarın teminata bağlanması şartıyla elektrik enerjisi bağlanabilir.
Usulsüz elektrik enerjisi tüketimi
MADDE 32 – (1) Tüketicinin;
a) 20 nci maddenin beşinci fıkrası hükmü dışında, ölçme noktasından sonraki kendi elektrik tesisatından üçüncü şahıslara elektrik enerjisi vermesi,
b) Kendi adına perakende satış sözleşmesi olmadan daha önceki tüketici adına düzenlenen ödeme bildirimlerini ödemek suretiyle elektrik enerjisi tüketmesi,
c) Sayaç ve ölçü devreleri mühürsüz olduğu halde ilgili tüzel kişilere haber vermeden elektrik enerjisi tüketmesi,
ç) İlgili lisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde yapılması gereken bağlantı işleminin tamamlanmasını beklemeksizin, tüketiminin doğru tespit edilmesini engellemeyecek şekilde bağlantı yapması/yaptırması,
d) İlgili tüzel kişilere yapılmış başvuru olmaksızın, bulunduğu abone grubunun kapsamı dışında elektrik enerjisi tüketmesi,
e) Güç trafosunu değiştirdiği halde ilgili tüzel kişilere durumu yazılı olarak onbeş gün içerisinde bildirmemesi,
f) Mesken aboneleri hariç, kendisine ait tesis veya tesislerdeki bağlantı gücünün yüzde yirmiden daha fazla artması halinde, ilgili mevzuat çerçevesinde ilgili lisans sahibi tüzel kişiye başvurmaması veya başvurmuş olmasına rağmen ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmemesi,
g) Kesilen elektriği yükümlülüklerini yerine getirdikten sonra dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin izni dışında açması,
ğ) İkili anlaşma kapsamında enerji almaktayken tedarikçisi tarafından portföyden çıkarıldıktan sonra, son kaynak tedariği kapsamında görevli tedarik şirketinden elektrik enerjisi almasına karşın, son kaynak tedariğine ilişkin perakende satış sözleşmesi imzalanması için bu Yönetmelik kapsamında öngörülen süreler içerisinde, ilgili görevli tedarik şirketine başvurmaması,
hallerinde, usulsüz elektrik enerjisi tüketmiş sayılır.
(2) Birinci fıkra ile ilgili olarak;
a) (b), (c), (d) ve (ğ) bentlerinde tanımlanan hallerde, usulsüz elektrik enerjisi tüketimi tespitinden önce ilgili tüzel kişilere başvuruda bulunulmuş olması ve bunun belgelenmesi durumunda, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin hükümler uygulanmaz.
b) (ç) ve (g) bentlerinde belirtilen hallerde, ilgili tüzel kişi tarafından, kesme ihbarı bırakılmaksızın bu madde hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(3) Birinci fıkranın (c) bendi çerçevesinde yapılan tespitte,
a) Tüketimin doğru tespit edilmesine engel bir durumun bulunmaması halinde, doğrudan dağıtım şirketi tarafından mühürleme işlemi yapılır.
b) Sayaca ve ölçü sistemine müdahale edilerek tüketimin doğru tespit edilmesine engel olunduğu yönünde bir şüphenin bulunması durumunda ise sayaç sökülerek yerine uygun bir sayaç takılmak suretiyle incelemeye alınır. İnceleme sonucunda sayaca veya ölçü sistemine müdahale edilerek, tüketimin doğru tespit edilmesinin engellenmesi suretiyle, elektrik enerjisinin eksik veya hatalı ölçülerek veya hiç ölçülmeden tüketildiğinin tespiti halinde, 26 ncı madde hükümleri uygulanır.
(4) Kullanım yerinde yapılan kontrollerde veya diğer bir suretle, birinci fıkra kapsamında tanımlanan usulsüz elektrik enerjisi kullanımlarına ilişkin tespitlerde;
a) Birinci fıkranın (b), (d) ve (ğ) bentlerinde belirtilen hallerde görevli tedarik şirketi tarafından,
b) Diğer bentlerinde belirtilen hallerde dağıtım şirketi tarafından,
tüketiciye yükümlülüklerini yerine getirmesi için 15 gün süre verildiğini belirten kesme ihbarı bırakılır. Yükümlülüklerini yerine getirmeyen tüketicinin dahil olduğu abone grubundan ait olduğu yıla ilişkin Kurul Kararı ile belirlenen kesme-bağlama ücretinin 5 (beş) katı ücret tahsil edilerek, bu fıkranın (b) bendinde belirtilen hallerde doğrudan, (a) bendine belirtilen hallerde ise görevli tedarik şirketinin bildirimi üzerine dağıtım şirketi tarafından elektriği kesilir. Bu madde kapsamında yapılan kesintiler hakkında dağıtım şirketi tarafından ilgili tedarikçiye iki gün içerisinde bilgi verilir.
(5) Devlet Su İşleri 12/10/2013 tarihli ve 28793 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yeraltısuyu Ölçüm Sistemleri Yönetmeliği uyarınca; DSİ tarafından verilen Yeraltısuyu Kullanma Belgesinde belirtilen, yeraltısuyundan çekilebilecek azami su için gerekli yıllık elektrik enerjisi tüketim miktarını aşan tüketicinin elektrik enerjisi, DSİ’nin bildirimi üzerine dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından en geç yedi gün içerisinde kesilir. 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanun hükümleri uyarınca yeraltısuyundan çekilebilecek azami su için gerekli yıllık elektrik enerjisi tüketim miktarını gösterir Yeraltısuyu Kullanma Belgesi alınmadan elektrik enerjisi bağlanamaz. Mevcut yeraltısuyu kullanıcılarının elektrik enerjisi; kullanıcıların, 167 sayılı Yeraltı Suları Hakkında Kanunda ölçüm sistemi kurulması için öngörülen süre sonuna kadar elektrik enerjisi tüketim limitini gösteren Yeraltısuyu Kullanma Belgesini ibraz edememesi halinde, DSİ’nin bildirimine müteakip Dağıtım Şirketince en geç yedi gün içerisinde kesilir.
(6) Tüketicinin elektrik enerjisinin DSİ’nin bildirimi üzerine kesilmesi halinde doğabilecek ihtilaflarda sorumluluk DSİ’ye aittir.
ALTINCI BÖLÜM
Güvence Bedeli
Güvence bedelinin talep edilmesi
MADDE 33 – (1) Görevli tedarik şirketi, kullanım yerinin değişmesi ve/veya perakende satış sözleşmesinin sona ermesi veya sözleşmenin feshi halinde, tüketicinin elektrik enerjisi tüketim bedelini ödememesi ihtimaline karşılık olarak, borcuna mahsup etmek üzere güvence bedeli talep eder.
(2) 38 inci maddede sayılanlar hariç olmak üzere, yapılacak yeni perakende satış sözleşmelerinde tüm tüketiciler güvence bedeli kapsamına dahildir.
Güvence bedelinin hesaplanması
MADDE 34 – (1) Görevli tedarik şirketi ile sözleşme imzalayan tüketicinin güvence bedeli, tesisin veya kullanım yerinin gücü dikkate alınarak, abone grupları itibarıyla kW başına belirlenen birim bedel üzerinden hesaplanır.
(2) Tüketicinin güvence bedelinin hesaplanmasına esas olacak güç (kW) miktarı, tüketicinin tabi olduğu tarife sınıfına göre;
a) Tek terimli tarife sınıfına tabi tüketicilerde bağlantı gücü,
b) Çift terimli tarife sınıfına tabi tüketicilerde ise sözleşme gücü (talep edilen güç)
dikkate alınarak belirlenir.
(3) İkinci fıkra kapsamında yapılan hesaplamalarda;
a) Kurulu güç; bir kullanım yerinin elektrik projesinde belirtilen toplam güçtür. Özel transformatörlü tüketicilerde transformatörlerin toplam gücüdür.
b) Bağlantı gücü, kurulu gücün kullanma faktörü ile çarpılması suretiyle hesaplanan güçtür. Kullanma faktörü 0,60 olarak alınır. Özel transformatörlü tüketicilerde cos φ=1 kabul edilir.
c) Kurulu güç ile bağlantı gücündeki kesirli sayılar da dikkate alınır.
ç) Bağlantı gücü, 5 kW’ın (dahil) altında olamaz.
(4) Güvence bedelleri, TÜİK tarafından yayımlanan TÜFE değişim oranları da dikkate alınarak, Kurul kararı ile belirlenir. Kurul gerekli görmesi halinde, her bir görevli tedarik şirketi için farklı güvence bedelleri belirleyebilir.
(5) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten sonra yapılan yeni perakende satış sözleşmelerinde mesken abone grubu dışındaki tüketicilerden sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW ve üzerinde olanlar için ilk bağlantıda kW başına güvence birim bedeli üzerinden alınan güvence bedelleri, ilgili tüketicinin sözleşme tarihinden itibaren on iki aydaki tüketim toplamı en fazla olan iki aylık tüketimine karşılık gelen tutar dikkate alınarak bir kereye mahsus olmak üzere yeniden belirlenir. Eksik kalan tutar, bildirimi takip eden otuz gün içerisinde tüketici tarafından görevli tedarik şirketine ödenir.
(6) Sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW ve altında olup borcunu ödemediği için perakende satış sözleşmesi feshedilmiş olan tüketicilerden yeniden perakende satış sözleşmesi imzalayarak elektrik enerjisi satın alacaklara, içinde bulundukları yıla ait güvence bedelinin yüzde elli fazlası uygulanır.
(7) Sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW'nin üzerinde olup borcunu ödemediği için perakende satış sözleşmesi sona erdirilmiş olan tüketicilerden yeniden perakende satış sözleşmesi imzalayarak elektrik enerjisi satın alacaklara uygulanacak güvence bedeli ilgili tüketicinin sözleşme tarihinden önceki son on iki aydaki tüketim toplamı en fazla olan iki aylık tüketimine karşılık gelen tutar dikkate alınarak belirlenir.
(8) İkili anlaşmalar kapsamında bir tedarikçiden enerji satın alan sözleşme gücü veya bağlantı gücü 100 kW ve üzerinde olan serbest tüketicilerin görevli tedarik şirketlerine dönerek son kaynak tedariği kapsamında perakende satış sözleşmesi ile elektrik enerjisi satın alması halinde bu tüketicilere uygulanacak güvence bedeli ilgili tüketicinin sözleşme tarihinden önceki son on iki aydaki tüketim toplamı en fazla olan iki aylık tüketimine karşılık gelen tutar dikkate alınarak belirlenir. Tüketicinin sözleşme tarihinden önceki son on iki aydaki tüketim miktarına ilişkin bilgilerin görevli tedarik şirketinde bulunmaması halinde söz konusu bilgiler tüketicinin sayacını okumakla yükümlü olan ilgili tüzel kişiden temin edilir. İlgili tüzel kişi, görevli tedarik şirketi tarafından kendisine iletilen bu kapsamdaki talebi, üç iş günü içerisinde cevaplandırmakla yükümlüdür.
Güvence bedelinin verilme şekli
MADDE 35 – (1) Güvence bedeli, makbuz karşılığında nakit ya da Bankacılık Düzenleme ve Denetleme Kurumu tarafından teminat vermesi uygun bulunmuş finans kuruluşlarınca düzenlenen süresiz ve kesin teminat mektubu olarak verilebilir. Ancak, mesken abone grubundaki tüketiciler güvence bedelini sadece makbuz karşılığında nakit olarak verir.
(2) Nakit olarak verilecek güvence bedelinin tamamının peşin olarak verilmesi esastır. Ancak, tüketicinin talebi halinde, güvence bedeli iki eşit taksitte tahsil edilir. Bu durumda görevli tedarik şirketi tarafından kabul edilmesi halinde, güvence bedelinin ilk taksidi de faturaya yansıtılmak suretiyle tahsil edilebilir. İlgili görevli tedarik şirketi, bu fıkra kapsamında taksit talebinin olup olmadığını ilgili tüketiciye sormakla yükümlüdür.
(3) Mesken abonesi dışındaki tüketicilerden, güvence bedelini daha önce nakit olarak vermiş olanların, talep etmeleri halinde, nakit güvence bedelleri teminat mektubuyla değiştirilir. Değiştirme işlemi, nakit güvence bedelinin güncelleştirilen karşılığı tutarında teminat mektubu verilmesi şartıyla, güncelleştirilen nakit güvence bedelinin taksitler halinde, kullanılan elektrik enerjisi faturalarından en fazla altı ay içerisinde mahsup edilmesi suretiyle gerçekleştirilir.
(4) Güvence bedelini teminat mektubu olarak veren tüketicilerin abone gruplarına ait güvence birim bedellerinde değişiklik olması halinde, değişikliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren şirketçe güvence bedelleri yeni birim bedeller ve bağlantı veya sözleşme gücü dikkate alınarak yeniden hesaplanır. Tüketiciler, hesaplanan yeni güvence bedeli ile mevcut teminat mektubu arasındaki fark kadar teminat mektubunu, bildirimi takip eden otuz gün içerisinde görevli tedarik şirketine vermekle yükümlüdür.
Güç değişikliğinde fark güvence bedelinin verilmesi
MADDE 36 – (1) Tüketicinin ek güç talebinin olması durumunda, 34 üncü ve 35 inci madde hükümleri dikkate alınarak ek güç karşılığında fark güvence bedeli alınır.
(2) Tüketicinin sözleşme gücü veya bağlantı gücünde artış olduğunun tespit edilmesi halinde; artan güç için, tüketicinin ait olduğu abone grubunun yürürlükteki güvence birim bedeli üzerinden hesaplanan fark güvence bedeli, yapılacak bildirimi takip eden otuz gün içerisinde tüketici tarafından görevli tedarik şirketine verilir.
(3) Çift terimli tarifeye tabi tüketicinin;
a) Sözleşme gücünü düşürmesi durumunda fark güvence bedeli iadesi yapılmaz.
b) Sözleşme gücünü düşürdükten sonra tekrar sözleşme gücünü ilk değerine yükseltmesi halinde, bu değişiklikten dolayı fark güvence bedeli talep edilemez.
(4) Fark güvence bedeli; perakende satış sözleşmesinin imzalanması sırasında güvence bedelini nakit veren tüketiciler tarafından nakit olarak, teminat mektubu veren tüketiciler tarafından teminat mektubu olarak verilir.
Güvence bedelinin iadesi
MADDE 37 – (1) Sözleşmenin feshi veya sona ermesi veya eski sayacın ön ödemeli sayaçla değiştirilmesi durumunda güvence bedeli iade edilir. Bu kapsamda;
a) Güvence bedelinin iadesinde öncelikle görevli tedarik şirketince tahsil edilen nakit güvence bedeli, güncelleme oranı kullanılarak güncellenir.
b) Güncelleme yapılmasını takiben, tüketicinin görevli tedarik şirketine olan tüm borçların ödenmesinden sonra varsa güncellenmiş güvence bedelinin bakiyesi, işletme kayıtları veya bulunması halinde tüketicinin güvence alındı belgesi dikkate alınarak, talep tarihinden itibaren en geç beş işgünü içerisinde tüketiciye iade edilir. Güvence bedelinin iadesi için, borcun ödenmesi dışında, herhangi bir koşul ileri sürülemez ve belge istenemez.
c) Güncelleme oranının hesaplanmasında, başlangıç endeksi olarak aboneliğin başladığı aydan iki önceki ay için TÜİK tarafından açıklanan TÜFE, sonlandırma endeksi olarak ise sözleşmenin feshedildiği, sona erdiği veya ön ödemeli sayacın takıldığı günün içinde bulunduğu aydan iki önceki aya ilişkin TÜİK tarafından açıklanmış olan TÜFE dikkate alınır. Güncelleme oranı; sonlandırma endeksi, başlangıç endeksine bölünerek bulunur.
(2) 1/1/2007’den önce abone olmuş ve güvence bedeli ödemiş olan tüketicilerin güvence bedellerinin iadesinde 1/1/2007 tarihindeki güncellenmiş güvence bedelleri dikkate alınır. 1/1/2007 tarihli güncellenmiş güvence bedelleri, söz konusu tarihten iade tarihine kadar olan süre dikkate alınmak suretiyle, TÜFE oranında güncellenerek iade edilir.
(3) Güvence bedeli, banka teminat mektubu olarak alınmış ise, sözleşmenin feshi veya sona ermesi veya ön ödemeli sayaç takılması tarihi itibariyle, tüketicinin görevli tedarik şirketine olan tüm borçlarının ödenmesi halinde, teminat mektubu tüketiciye iade edilir.
Güvence bedeli alınmayan tüketiciler
MADDE 38 – (1) Bu Bölüm hükümleri çerçevesinde;
a) Ön ödemeli sayaç tesis eden tüketicilerden,
b) 27/7/2013 tarihli ve 28720 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Genel Aydınlatma Yönetmeliği kapsamında olan yerler ile 12/4/2002 tarihli ve 2002/4100 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı kapsamındaki ibadethanelere ilişkin aboneliklerden,
güvence bedeli alınmaz.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önceki mevzuat gereği güvence bedeli alınmadan sözleşmesi yapılmış olup, bu Bölüm hükümlerine göre güvence bedeli alınacaklar kapsamına dahil edilenlere ilişkin güvence bedeli uygulaması, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra ilk defa perakende satış sözleşmesi yapılacak yeni tüketicileri kapsar.
YEDİNCİ BÖLÜM
Sayaçlar
Genel hükümler
MADDE 39 – (1) Tüketicinin aktif ve reaktif elektrik enerjisi tüketimi ile güç ölçümleri; ilgili mevzuat uyarınca tesis edilen sayaçlar ve uygun şekilde tesis edilmiş ölçüm sistemleri kurulmak suretiyle ölçülür.
(2) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi, sayaçlara ilişkin olarak, Kanun kapsamında sayaçların kurulumu, bakımı ve işletimi ile 11/1/1989 tarihli ve 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu hükümleri doğrultusunda sayaçlara ilişkin gerekli işlemleri yapmakla yükümlüdür.
(3) Dağıtım sistemi OSOS’u kapsamında, yıllık tüketimi Kurulca onaylanan limitin üzerinde olan tüketicilerin teknik özelliklerinin uygun olmaması dolayısıyla değiştirilmesi gereken sayaçlarının yerine ilgili mevzuata uygun olarak belirlenen OSOS teknik özelliklerine uygun yeni bir sayaç dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından takılır.
(4) 30 kW ve daha büyük güçlerde çift terimli tarifeden sözleşme yaparak elektrik enerjisi alan tüketiciler için, çekilen gücün en yüksek anlık değerinin belirlenebilmesi için dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuata uygun olarak belirlenen OSOS teknik özelliklerine uygun demandmetreli sayaç tesis edilir.
(5) Reaktif enerji miktarını ölçmek üzere gerekli sayaç, ilgili mevzuata göre reaktif enerji tarifesi uygulanacak tüketiciler için dağıtım şirketi tarafından tesis edilir.
Sayaç yeri
MADDE 40 – (1) Sayaç ve ilgili ölçü aletlerinin yeri, ilgili mevzuat çerçevesinde dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından belirlenir. Sayaç güvenli ve kolayca okunabilecek şekilde tesis edilir.
(2) İlgili tüzel kişi, teknik gereklilik halinde ilave ölçü ve kontrol cihazları tesis edebilir. Tüketici, dağıtım şirketi tarafından tesis edilen sayaç, ölçü ve kontrol cihazları ile bunların tesis edileceği yerler için kira veya başka bir ad altında herhangi bir bedel talep edemez.
Sayaç kontrolü
MADDE 41 – (1) Sayacın arızalanması veya ölçme hassasiyetinden şüphe edilmesi halinde, ilgili tüzel kişi veya tüketici tarafından sayacın kontrolü talep edilebilir. Bu talep, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu hükümleri çerçevesinde karşılanır. Sayacın doğru tüketim kaydettiğinin tespiti halinde sayaç sökme-takma ile 3516 sayılı Kanun çerçevesinde oluşan bedeller talep sahibi tarafından karşılanır.
(2) 3516 sayılı Ölçüler ve Ayar Kanunu ve bu Kanuna ilişkin ikincil mevzuat çerçevesinde periyodik muayene sebebiyle değiştirilmesi gereken tüketici mülkiyetindeki sayaç, dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıyan ve dağıtım şirketi mülkiyetinde olan bir sayaç ile değiştirilir. Eski sayacın ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıması halinde, söz konusu sayacın dağıtım şirketince tekrar kullanılabilmesi için periyodik muayeneden geçirilmesi zorunludur.
(3) Arızalanan, hasar gören veya ilgili mevzuat çerçevesinde değiştirilmesi gereken sayaç yerine dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen standartları taşıyan ve dağıtım şirketinin mülkiyetinde olan bir sayaç takılır.
(4) OSOS kapsamında sayaç tesis edilmesi gereken durumlarda, OSOS teknik özelliklerine uygun olmayan mevcut sayaç yerine, ilgili mevzuata uygun olarak belirlenen OSOS teknik özelliklerine uygun yeni bir sayaç dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından takılır.
(5) Birinci fıkra kapsamında belirtilen bedeller dışında, bu madde kapsamında yapılacak sayaç değişimi ve diğer işlemler ile ilgili olarak, tüketiciden herhangi bir ad altında bedel talep edilemez ve tüm maliyetler ilgili dağıtım şirketi tarafından karşılanır.
(6) Bu madde çerçevesinde sayacın yerinden sökülmesi durumunda; sökülen sayacın yerine dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından, asgari sökülen sayacın fonksiyonlarını yerine getirecek nitelikte bir sayaç takılır. Bu madde kapsamında tüketicinin mülkiyetindeki sayacın değiştirilmesi halinde, eski sayaç dağıtım şirketince, işletme ve bakım hizmetleri karşılığında, iz bedelle tüketiciden devralınır.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Bildirimler
MADDE 42 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca yapılan bildirimlerde perakende satış sözleşmesinde veya aksine hüküm olmaması halinde, ikili anlaşmada yer alan adresler kullanılır.
(2) Taraflardan birinin bildirim adresinde bir değişiklik olması durumunda, adres değişikliği, adres değişikliği gerçekleşmeden en az üç iş günü öncesinden diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.
(3) Dağıtım şirketi ile tedarikçinin bildirim adresindeki değişiklik, ayrıca ödeme bildirimlerinde belirtilir ve söz konusu şirketin internet sitesinde de yayımlanır.
(4) Yukarıda belirtilen şekillerde adres değişikliğinin bildirilmemesi durumunda mevcut en son adrese yapılmış bildirimler geçerlidir.
Atıflar
MADDE 43 – (1) 25/9/2002 tarihli ve 24887 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği ile 4/9/2002 tarihli ve 24866 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelikler
MADDE 44 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarih itibariyle;
a) 25/9/2002 tarihli ve 24887 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği,
b) 4/9/2002 tarihli ve 24866 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliği,
yürürlükten kaldırılmıştır.
Talep birleştirme suretiyle serbest tüketici niteliği kazanma
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 16/3/2013 tarihinden önce, aynı tüzel kişilik ya da doğrudan veya dolaylı olarak sermayesinin yarısından fazlası aynı tüzel kişiye ait olan tüzel kişi altında talep birleştirme suretiyle serbest tüketici niteliği kazanarak tedarikçisini seçenlerin, bu haklarını kullanmalarına serbest tüketici limitinin sıfır olarak belirlendiği ayın sonuna kadar izin verilir. Ancak serbest tüketici hakkını bu şekilde kullanmakta olan tüketim noktalarından herhangi birisinin, Kurul onaylı perakende satış tarifesi kapsamında elektrik enerjisi temin etmeye başlaması halinde, yeniden ilgili tüzel kişi altında talep birleştirme kapsamına dönmesine izin verilmez.
Yürürlük
MADDE 45 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 46 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_13188c8075824.docx | 31 Aralık 2021 Cuma Resmî Gazete Sayı: 31706 (6.Mükerrer)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10695 Karar Tarihi: 30.12.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30.12.2021 tarihli toplantısında; aşağıdaki Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatına İlişkin Kurul Kararında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararının kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
ENERJİ PİYASASI BİLDİRİM SİSTEMİ KULLANIM TALİMATINA İLİŞKİN KURUL KARARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KURUL KARARI
MADDE 1– 20/11/2014 tarihli ve 5313-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen ve 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatının eki olan "Ek-1 Elektrik Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu", "Ek-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu" ve “Ek-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu" ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 2- Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EKLER:
EK-1 Elektrik Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu
EK-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu
EK-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1363ca8411829.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-1 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ADANA HACI SABANCI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-2 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ADIYAMAN BESNİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-3 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ADIYAMAN KAHTA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-4 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ADIYAMAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-5 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AFYONKARAHİSAR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-6 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AKHİSAR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-7 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AKHİSAR ZEYTİN VE ZEYTİNYAĞI TÜREVLERİ İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-8 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AKSARAY ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-9 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AKŞEHİR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-10 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ALİAĞA KİMYA İHTİSAS VE KARMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-11 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AMASYA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-12 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AMASYA-MERZİFON ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-13 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANADOLU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-14 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANKARA DÖKÜMCÜLER İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-15 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANKARA İVEDİK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-16 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANKARA SANAYİ ODASI 1. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-17 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANKARA SANAYİ ODASI 2. VE 3. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-18 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANKARA UZAY VE HAVACILIK İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-19 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANTAKYA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-20 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ANTALYA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-21 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ARDAHAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-22 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ASIM KİBAR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-23 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; AYDIN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-24 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BAĞYURDU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-25 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BALIKESİR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-26 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BANDIRMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-27 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BARTIN MERKEZ 1. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-28 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BAŞKENT ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-29 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BATMAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-30 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BERGAMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-31 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BİGA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-32 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BİLECİK 1. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-33 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BİLECİK II. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-34 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BİRLİK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-35 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BOLU KARMA VE TEKSTİL İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-36 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BOZÜYÜK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-37 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BUCA EGE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-38 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BUCAK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-39 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BURDUR II. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-40 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BURDUR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-41 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BURSA DERİ İHTİSAS VE KARMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-42 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BURSA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-43 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; BURSA TEKNOLOJİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-44 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇANAKKALE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-45 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇANKIRI YAKINKENT ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-46 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇANKIRI-KORGUN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-47 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇARŞAMBA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-48 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇERKEŞ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-49 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇERKEZKÖY ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-50 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇİNE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-51 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇORUM ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-52 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ÇORUM-SUNGURLU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-53 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DEMİRTAŞ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-54 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DENİZLİ ÇARDAK ÖZDEMİR SABANCI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-55 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DENİZLİ DERİ İHTİSAS VE KARMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-56 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DENİZLİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-57 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DİYARBAKIR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-58 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DİYARBAKIR TEKSTİL İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-59 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DÜZCE II. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-60 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; DÜZCE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-61 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; EDİRNE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-62 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ELAZIĞ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-63 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; EMİRDAĞ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-64 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ERZİNCAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-65 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ERZURUM 1. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-66 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ESKİŞEHİR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-67 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; EZİNE GIDA İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-68 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; FATSA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-69 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; FERİZLİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-70 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GAZİANTEP ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-71 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GEBZE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-72 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GEDİZ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-73 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GEREDE DERİ İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-74 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GEREDE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-75 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GİRESUN 2. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-76 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GÖNEN DERİ İHTİSAS VE KARMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-77 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; GÜMÜŞHANE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-78 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; HASANAĞA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-79 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; HATAY İSKENDERUN II. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-80 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; HATAY-PAYAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-81 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; HAYRABOLU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-82 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ISPARTA DERİ İHTİSAS VE KARMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-83 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ISPARTA SÜLEYMAN DEMİREL ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-84 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İNEGÖL MOBİLYA AĞAÇ İŞLERİ İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-85 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İNEGÖL ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-86 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSCEHİSAR MERMER İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-87 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSKENDERUN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-88 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSLAHİYE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-89 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSTANBUL ANADOLU YAKASI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-90 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSTANBUL DERİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-91 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSTANBUL DUDULLU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-92 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSTANBUL İKİTELLİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-93 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSTANBUL TUZLA KİMYA SANAYİCİLERİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-94 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İSTANBUL TUZLA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-95 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İTOB ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-96 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İZMİR ATATÜRK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-97 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İZMİR KEMALPAŞA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-98 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; İZMİR PANCAR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-99 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KADİRLİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-100 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KAHRAMANMARAŞ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-101 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KALESERAMİK ÖZEL ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-102 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KARABÜK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-103 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KARAMAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-104 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KARAPINAR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-105 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KARASU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-106 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KASTAMONU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-107 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KASTAMONU-TAŞKÖPRÜ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-108 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KAYSERİ İNCESU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-109 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KAYSERİ MİMAR SİNAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-110 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KAYSERİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-111 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KESTEL ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-112 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KIRKLARELİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-113 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KIRŞEHİR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-114 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KİLİS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-115 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ ARSLANBEY ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-116 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ GEBZE DİLOVASI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-117 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ GEBZE KÖMÜRCÜLER İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-118 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ-ALİKAHYA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-119 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ-GEBZE (GÜZELLER) ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-120 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ-GEBZE PLASTİKÇİLER ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-121 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ-GEBZE V (KİMYA) İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-122 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOCAELİ-GEBZE VI (İMES) MAKİNE İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-123 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KONYA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-124 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KOZAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-125 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KÜTAHYA 30 AĞUSTOS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-126 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KÜTAHYA ALTINTAŞ ZAFER ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-127 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; KÜTAHYA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-128 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MAKİNE İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-129 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MALATYA 1. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-130 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MALATYA 2. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-131 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MALKARA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-132 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MANİSA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-133 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MARDİN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-134 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MENEMEN PLASTİK İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-135 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MERSİN TARSUS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-136 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; MUSTAFAKEMALPAŞA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-137 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; NAZİLLİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-138 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; NİĞDE BOR KARMA VE DERİ İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-139 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; NİĞDE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-140 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; NİLÜFER ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-141 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; NİZİP ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-142 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ORDU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-143 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ORTAKLAR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-144 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; OSMANİYE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-145 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; OSTİM ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-146 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; PAGDER-ASLAN PLASTİKÇİLER İHTİSAS ÖZEL ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-147 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; POLATLI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-148 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; POLATLI TİCARET ODASI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-149 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAKARYA 2. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-150 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAKARYA I. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-151 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAKARYA III. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-152 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SALİHLİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-153 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAMSUN BAFRA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-154 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAMSUN GIDA İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-155 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAMSUN HAVZA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-156 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAMSUN-KAVAK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-157 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SAMSUN-MERKEZ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-158 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SİLİFKE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-159 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SİNOP ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-160 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SİVAS-MERKEZ 1. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-161 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; SÖKE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-162 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ŞABANÖZÜ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-163 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ŞANLIURFA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-164 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ŞEREFLİKOÇHİSAR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-165 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TARSUS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-166 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TAVŞANLI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-167 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TİRE ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-168 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TOKAT ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-169 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TORBALI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-170 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TOSAB BURSA TEKSTİL BOYAHANELERİ İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-171 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TOSB OTOMOTİV TEDARİK SANAYİ İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-172 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TRABZON BEŞİKDÜZÜ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-173 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TRABZON-ARSİN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-174 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TURGUTLU 1. ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-175 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; TÜRKOĞLU ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-176 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ULUDAĞ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-177 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; UŞAK DERİ KARMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-178 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; UŞAK ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-179 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; UŞAK-KARAHALLI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-180 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; VAN ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-181 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; YALOVA İMES MAKİNE İHTİSAS ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-182 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; YENİŞEHİR ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-183 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; YOZGAT ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-184 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ZONGULDAK ALAPLI ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-185 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ZONGULDAK EREĞLİ ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10659-186 Karar Tarihi : 23/12/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/12/2021 tarihli toplantısında; ZONGULDAK-ÇAYCUMA ORGANİZE SANAYİ BÖLGESİ’nin; 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik’in 17’nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca, organize sanayi bölgesi onaylı sınırları içerisindeki katılımcılarına 2022 yılı için uygulanmak üzere dağıtım bedelinin
olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir.
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8495 0,0000 0,0000 1,6170 331,4850 596,6730
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,7780 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,6385 0,0000 0,0000 1,2128 196,5640 360,0300
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
196,5640
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,8959 0,0000 0,0000 2,2262 235,2037 470,4074
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,4524 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 6,1830 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,5280 6,4270 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,4945 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 9,4366 7,5197 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,4150 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
310,7016
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 11,6345 7,5197 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5400 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5400 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,7500 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,4119 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,5443 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,8730 4,5010 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,7200 0,0000 0,0000 2,0000 298,0000 596,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
298,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 7,2350 4,2980 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,9778 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,8200 5,3350 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,0360 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,2004 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,6650 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
14,5007 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,8000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,2600 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,2650 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
14,4450 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,2000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,5140 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,5140 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,3452 1,2240 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5812 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,9056 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
310,7016
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8510 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,8537 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,7760 2,5020 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,7060 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 11,6345 7,5197 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 15,7672 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,6700 2,9500 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,4800 4,9900 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,2275 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,7756 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,1000 0,0000 0,0000 0,4000 40,0000 80,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,4460 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,6200 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,8400 6,3100 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 7,3500 6,7300 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,4200 2,2277 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,7344 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
200,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,9863 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,9863 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,1210 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
12,3070 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,8379 0,0000 0,0000 6,5120 213,6700 427,3400
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
14,5007 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,7840 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5300 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,4619 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,3676 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,5771 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
10,4090 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 4,1564 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,9550 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,9550 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,9442 2,8903 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,9550 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,9617 2,2277 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,3944 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,7670 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 4,4585 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,6560 0,0000 0,0000 6,8077 391,5394 783,0789
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 3,9230 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,9630 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,8580 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,2000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,7400 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,4540 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,1150 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0401 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
310,7016
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,0559 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2075 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,5270 3,5190 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,1000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,1000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,5000 1,1500 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
10,1726 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
165,9860
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,1080 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,3900 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,2300 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
101,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,1068 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,0998 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,1250 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,3300 3,8000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,3500 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,9800 4,7000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 7,3800 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,1700 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,5919 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,5920 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,1700 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,7447 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,0616 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,3600 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,6300 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 3,4523 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,7204 0,0000 0,0000 2,4629 182,3777 364,7553
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,6880 0,0000 0,0000 0,5072 130,1410 260,2820
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
202,1347
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 7,5197 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,9068 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,8716 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,8873 0,0000 0,0000 5,3574 107,1480 214,2960
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,4718 0,0000 0,0000 1,3246 82,0754 164,1508
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,7905 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,6350 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,3000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
220,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,0000 1,7000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,1800 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,0934 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5121 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5120 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,7636 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,2997 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,7133 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
14,5007 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,7000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,9670 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,9943 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,5601 2,5200 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,4468 2,2277 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,3461 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2911 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,3520 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,5771 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8670 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 4,5000 3,5000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,5068 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,4468 2,2277 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2400 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2400 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2400 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
100,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 4,1120 3,9961 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 4,5602 4,4317 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,7310 0,5970 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,7310 0,5970 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,5329 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,8430 2,0360 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 4,6080 2,0180 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,4468 2,0520 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,1502 1,5017 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,5130 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,7900 1,6910 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,5110 4,1660 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,5060 1,0550 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,9090 1,7650 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,9137 2,7182 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,4866 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,6536 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,8270 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,4210 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,6948 3,1509 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,4468 2,2277 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
310,7016
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,8500 3,8500 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,2000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,2277 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
310,7016
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,7384 3,6710 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,7296 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,4472 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,1200 1,0600 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,1200 1,0600 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
258,6040
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,9651 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,9651 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,8043 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 7,1764 5,5468 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 10,4874 7,0302 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
161,2550
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,2504 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,2504 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,2601 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,5620 1,1455 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5620 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,1900 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
58,6000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,5771 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,9150 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 7,8122 2,1183 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,4468 2,1183 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
310,7016
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,5308 0,2509 0,2510 162,5850 325,1700
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,9547 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,5309 0,2509 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
36,3501
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,0600 1,7240 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,0600 1,7240 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,2911 2,1572 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,1705 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,4660 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,3100 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,1131 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,2000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,2619 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,0226 0,0000 0,0000 1,5648 216,6667 433,3333
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,5771 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,4980 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,9710 2,8520 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 12,8820 10,2420 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,7865 0,7786 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,4500 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,9470 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,9550 2,9640 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 7,6180 6,5110 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,5279 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,2086 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,7730 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
117,8556
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,5771 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,6740 1,4560 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,1616 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,7832 1,6211 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 2,0507 1,8642 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 1,2500 1,0100 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,7002 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,7000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
52,4400
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,9400 2,5550 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,2000 2,5550 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,1802 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,7630 3,7630 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,9000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5640 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
235,8940
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,4100 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,3810 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
152,4000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5300 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5300 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
200,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 4,0380 3,3300 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,1340 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
141,5400
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,0422 0,0000 0,0000 1,8500 200,0000 400,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,9600 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,2152 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
14,4303 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,1986 1,9239 1,9239 388,9779 777,9558
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 11,3835 11,3835 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,3200 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,9800 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,7650 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,7645 9,0643 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
10,4788 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,0757 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,9534 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
13,3089 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,0853 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
129,6417
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,7000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,9000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,3760 2,4030 2,3200 318,1400 636,2900
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,7300 5,7300 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,9221 0,0000 0,0000 1,3170 285,0000 570,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,0477 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,2610 2,0650 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 3,6710 3,6710 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,5550 0,0000 0,0000 3,1289 110,0000 220,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,7249 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,3960 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
144,8276
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,1043 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,2900 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,5714 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,9980 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,4210 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,9879 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 3,7350 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,2277 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,0226 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,0226 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 7,2853 2,5714 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,1769 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,6002 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,6002 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 4,7619 4,0222 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,0500 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,5890 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,5810 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,5950 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,9673 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
4,6699 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,0790 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,4923 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 11,0823 7,5197 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 15,7672 13,2342 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
225,0560
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,6000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,9590 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,7129 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,9359 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
3,6524 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
115,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,0750 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,3870 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 2,0750 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,0005 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,0005 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 5,5000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,8500 5,2500 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,9500 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,2300 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
101,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,1300 2,9958 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
8,3540 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,6308 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
69,0732
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,9670 6,3280 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
11,5620 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 5,7600 5,7600 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
5,0843 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
10,8212 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
1,3285 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
6,5526 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
7,5000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,8372 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
9,5771 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 6,0000 1,5000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
10,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000
TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
2,1213 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | SANAYİ HARİCİ TÜKETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ | ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
TT
(Kr/kWh) | AG
(Kr/kWh) | OG
(Kr/kWh) | ÇT
(Kr/kWh) | Güç Bedeli
(Kr/kW/Ay) | Güç Aşım Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Emreamade Kapasite Bedeli
(Kr/kW/Ay)
0,0000 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_138f7d1442543.docx | EK-4
LİSANS BAŞVURUSUNDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) Lisans Başvuru Dilekçesi (Ek-4.1):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-4.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
2) Yetki Belgesi:
Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili şahıs ya da şahısların “Yetki Belgeleri”nin aslı veya noter onaylı suretleri veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde yetkili tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi, usul ve esaslarda belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde yetkili tanımlanması daha önce yapılmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) Esas Sözleşme:
Tüzel kişilik esas sözleşmesinin, Türkiye Ticaret Siciline tescil edilmiş olan tüm tadiller işlenmiş son halinin, Ticaret Sicili Memurluğunca tasdiklenmiş bir nüshası veya tüzel kişilik kaşesi altında, tüzel kişiliği temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce imzalanmış bir nüshası
(Esas sözleşme kapsamında;
a) Tüm lisans başvurularında;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Yönetmelikte öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
b) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için (a)’da belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmiş olması ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun uygun görüşünün alınacağına ilişkin hükme, esas sözleşmede yer verilmesi zorunludur.
c) Esas sözleşmede yapılan ve Türkiye Ticaret Siciline tescil edilen tadillere ilişkin nüshalar, ayrıca sunulmayacak olup, esas sözleşme metnine işlenmiş olarak sunulması gerekmektedir.
ç) Üretim/Tedarik lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) Ortaklık yapısı belgeleri:
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay oran ve tutarları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler.
(Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen ortakların pay oranları virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenerek; gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Tüzel kişinin ortaklık yapısında dolaylı pay sahipliğinin de ayrıca hesaplanması ve yapılan hesaplama sonucunda; ortaklık yapısında yüzde on ve üzerinde (halka açık şirketlerde % 5 ve üzerinde) doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların pay oranlarının yüzde (%) olarak gösterilmesi gerekir. Lisans alınıncaya kadar ortaklık yapısında herhangi bir değişiklik olması durumunda, değişikliği gösteren bilgi ve belgeler ile sunulan şemanın güncellenerek Kuruma sunulması gerekir.
Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir. Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
Yönetmeliğin 51 inci maddesi çerçevesinde, başvuruda bulunan tüzel kişinin lisansına derç edilecek olan dolaylı pay sahipliği oranının tespitinde, yukarıda belirtilen şema çerçevesinde yapılan hesaplamalar kapsamında, ilgili tüzel kişinin beyanı esas alınır. Ancak, yabancı ortaklığın bulunması halinde Yönetmeliğin 10 uncu maddesinin sekizinci fıkrası hükmü saklıdır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema sisteme yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında taşınabilir bellek içerisinde, belgeler yazılı biçimde başvuru ekinde sunulur.
5) Kontrol Beyanı/Belgesi (Ek-4.2):
(Lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç, Yönetmelikte yer alan “kontrol” tanımı çerçevesinde bir ilişkinin olup olmadığına ilişkin beyan ile “kontrol” tanımı kapsamında bir ilişkinin varlığı halinde bu ilişkiyi gösteren belgeler.)
Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları ifade eder (Yönetmelik m.4/1.ü)).
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda kontrol ilişkisine ait alanların işaretlenmesi sonucunda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Kontrol tanımı kapsamında bir ilişkinin “var” olduğunun seçilmesi halinde söz konusu ilişkiyi gösteren belgelerin EPDK Başvuru Sistemi doküman yükleme sayfasından sisteme yüklenmesi gerekmektedir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-4.2 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
6) Tüzel kişinin güncel sermaye tutarını gösteren belgeler:
(Bu kapsamda; Şirket sermayesinin asgari;
a) Dağıtım lisansı ile piyasa işletim lisansı ve görevli tedarik şirketlerinin tedarik lisansı başvurularında Kurul tarafından belirlenen oran ve/veya tutarda,
b) Tedarik lisansı başvuruları açısından, iki milyon TL tutarında,
c) Üretim lisansı başvuruları açısından, Yönetmeliğin 20 nci maddesinin altıncı fıkrası hükümleri göz önünde bulundurulmak suretiyle, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisine, nükleer enerjiye veya yerli madenlere dayalı veya YEKA kapsamında üretim tesisi kurulması için yapılan üretim lisansı başvuruları açısından yüzde beşine eşit,
olması gerekmektedir.)
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir. Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, tesis mekanik kurulu gücüne ve depolama ünitesinin kapasitesine karşılık gelen tutarlar ayrı ayrı hesaplanarak birlikte değerlendirilir. Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesinin gücü sermaye hesaplamasında dikkate alınmaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alan doldurulur ve belgesi sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) Lisans Alma Bedeli:
Lisans başvurusunda bulunulan yıl itibariyle geçerli lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir. (Değişik:RG-25/11/2022-32024) Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü üzerinden değerlendirilir. Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesinin kurulu gücü lisans alma bedeli hesaplamasında dikkate alınmaz. (Yerli madenler ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı veya ana ve yardımcı kaynağı bu kapsamda olan birden çok kaynaklı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişiler lisans alma bedelinin yüzde onunu yatırır. Ancak, Yönetmeliğin 5 inci maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca verilecek lisanslar bakımından lisans alma bedelinin tamamının ödenmesi gerekir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda ödeme yapıldığına ilişkin dekont bilgilerinin ilgili alana girilmesi ve dekontun pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekmektedir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
8) Termin programı:
(Üretim lisansına konu elektrik üretim tesisi projesinin özellikleri dikkate alınarak tesis tamamlanma tarihine kadar olan süreci kapsayacak biçimde Kurum tarafından belirlenen şablona uygun şekilde hazırlanır. (Söz konusu termin programı formatına, Kurum internet sayfasında “Elektrik Piyasası” bölümünün “Lisans İşlemleri” başlığı altında yer alan “İlerleme Raporu Formatı” alt başlığı kısmından erişilebilmektedir. YEKA Yönetmeliği kapsamındaki başvurularda EİGM tarafından kabul edilen iş programı sunulur.)
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynağa dayalı üniteler için tek bir termin programı hazırlanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme excel formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
9) Teminat Belgesi (Ek-4.3):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda Ek-4.3 örneğe uygun teminat mektubu sisteme pdf formatında yüklenir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir, depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, tesis mekanik kurulu gücüne ve depolama ünitesinin kapasitesine karşılık gelen tutarlar ayrı ayrı hesaplanarak birlikte değerlendirilir ve Ek-4.3’te yer alan ilgili örneğe uygun teminat mektubu sisteme pdf formatında yüklenir. Başvuru sonrasında beş iş günü içinde banka teminat mektubunun aslı ve mektubun ilgili banka şubesi tarafından düzenlendiğine ilişkin teyit yazısının bir dilekçe ekinde Kuruma ibraz edilmesi gerekmektedir. Düzenlenen teminat mektubunun lehdarı ile kredisi kullandırılan tüzel kişinin farklı olması halinde, söz konusu durumu belirtir banka yazısının da sunulması gerekmektedir. Teminatın nakit olarak sunulması halinde Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin dekontun başvuru aşamasında sisteme pdf formatında yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur. Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesinin kurulu gücü teminat hesaplamasında dikkate alınmaz.
Ek-4.3.a’da yer alan teminat mektubunda (1) numaralı boşluğa üretim tesisinin enerji kaynağı yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynaklar birlikte yazılır.
Ek-4.3.a’da yer alan teminat mektubunda (2) numaralı boşluğa üretim tesisinin MWm cinsinden kurulu gücü yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynakların mekanik güçlerinin (MWm) toplamı yazılır.
Depolama ünitesi olması halinde söz konusu depolama ünitesinin kapasitesine (MWh) de yer verilir.Ek-4.3.a’da yer alan teminat mektubunda (3) numaralı boşluğa depolama ünitesinin MWh cinsinden toplam kapasitesi yazılacaktır.
10) Önlisans Döneminde Tamamlanması Gereken İş ve İşlem Belgeleri:
(Değişik:RG-28/10/2023-32353) Üretim lisansı başvurularında, Yönetmeliğin 17 nci maddesinde belirtilen ve önlisans süresi içerisinde tamamlanması gereken iş ve işlemlerin tamamlandığını tevsik eden bilgi ve belgeler.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi ve depolamalı elektrik üretim tesisi ile bulunması halinde üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi kurmak amacıyla başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler, Yönetmeliğin 17 nci maddesinde belirtilen yükümlülükleri, kaynak bazında ayrı ayrı veya birlikte yerine getirilebilir.
Bu kapsamda,
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olması halinde tapu belgesi, üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde ise ilgili sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi ile ilgili olarak, ilgisine göre;
Özel mülkiyete konu taşınmazların 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri gereğince Hazine adına tescillerinin sağlanması veya aynı Kanunun 27 nci maddesi gereğince ilgili mahkemelerden bedelleri ödenerek acele el koyma kararlarının alınmış olması ve bu bedellerin ödendiğine dair makbuzların sunulması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan taşınmazlarla ilgili olarak; özel mülkiyete konu taşınmazlara ilişkin kamulaştırma kararının alınması, Maliye Hazinesinin özel mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazların ise bedelsiz kullanımları için Kurul Kararının alınmış olması,
Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarla ilgili olarak, irtifak hakkının tesis edilmiş olması veya kiralama sözleşmesinin yapılmış olması ya da ön izin alınması,
Mera vasıflı taşınmazların tahsis amacı değişikliklerinin yapılarak hazine adına tescili ve irtifak hakkı tesisi/kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
Kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazlarla ilgili olarak; ilgili kamu kurum veya kuruluşu tarafından devrine muvafakat verilen taşınmazın devir bedelinin önlisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili kurum veya kuruluşun hesabına yatırıldığını gösterir yazının ibraz edilmesi,
Önlisans kapsamındaki orman izninin alınması,
(Söz konusu iznin daha önce başka bir tüzel kişi adına alınmış olması halinde, söz konusu iznin başvuruda bulunan tüzel kişinin kendi adına alınmış olması veya bahse konu iznin başvuruda bulunan tüzel kişi için de geçerli olduğuna ilişkin ilgili orman idaresinden alınmış belgenin sunulması gerekmektedir.)
Yerli madenler ve ithal kömüre dayalı termik santral projelerinin kül depolama sahası içinde yer alan özel mülkiyete konu taşınmazlara ilişkin kamulaştırma kararının alınması,
Nükleer santrallerde üretim tesisinin kurulacağı sahaya ilişkin tahsis işlemlerinin yapılması,
b) Üretim tesisine ilişkin nazım ve uygulama imar planlarının kesinleşmesi,
c) Üretim tesisine ilişkin ön proje ya da kat’i proje onayının alınması,
ç) Bağlantı anlaşması için TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurunun yapılması,
d) Rüzgar enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Yönetmeliğine ve askeri atış alanları ile tatbikat bölgelerine ilişkin olumlu görüşün alınması,
e) Rüzgar enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
f) Rüzgar, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı üretim lisansı başvuruları için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması, (Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünleri kullanacak biyokütleye dayalı üretim tesisleri için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında sunulacak kararın, santralin yakıt ihtiyacını karşılamak amacıyla kurulacak atık lastik piroliz tesisini de kapsaması gerekmektedir.)
g) Üretim tesisine ilişkin yapı ruhsatının veya söz konusu ruhsatın yerine geçecek belgenin sunulması,
ğ) Lisans başvurusuna konu üretim tesisi ile ilgili olarak;
1) Önlisans başvurusunda; yerli madenler ile jeotermal kaynakların kullanım haklarına ilişkin olarak; enerji kaynağının kullanım hakkı ya da diğer ayni hakların tesis edileceğinin yetkili gerçek veya tüzel kişilerce taahhüt edilmiş olduğuna ilişkin belge, sunulmuş ise kaynak kullanım hakkına ilişkin anlaşmanın,
2) Hidrolik kaynağa dayalı başvurular için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının; yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile yapılan kiralama sözleşmesinin,
3) Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için, yükümlü olmaları halinde TEİAŞ ile imzalanmış RES veya GES Katkı Payı anlaşmasının,
4) Biyokütleye dayalı başvurular için; önlisans başvurusunda kaynak temini kapsamında kaynak sahiplerinin beyanları sunulmuş ise, başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın, uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde ve en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak karşılanacağına ilişkin sözleşmelerin, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgelerin,
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
sunulması,
h) YEKA kapsamında kurulması planlanan üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair EİGM tarafından tanzim edilecek, üretim lisansı almasına dair uygunluk yazısının olması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
ı) YEKA kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, kurulacak elektrik üretim tesislerinde kullanılacak aksam için 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair Bakanlık ya da yetkilendirdiği kurum/kuruluşlarca düzenlenecek belgenin olması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
gerekmektedir.
Üretim lisansı başvurularında (c), (e), (h) ve (ı) maddesinde yer alan belgeler ilgili Kurum tarafından sunulur. Bunların dışında kalan belgeler EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenecektir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise başvuru ekinde sunulur. (a) bendi kapsamındaki yükümlülük, elektrik iletim ve dağıtım hatları ile santral sahası dışındaki yollar için aranmaz.
11) Yasaklı Olmama Beyanı (Anonim Şirketler için Ek-4.4.a, Limited Şirketler için Ek-4.4.b):
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alanın seçilmesi suretiyle otomatik olarak oluşturulur. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-4.4 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
(EPDK başvuru sistemi beyanlar sayfasında yer alan yasaklı olmama beyanında Yönetim Kurulu Başkanı/Üyeleri ve Müdürlere ait isim ve T.C. kimlik numaralarına ilişkin bilgilerin girilmesi gerekmektedir.)
AÇIKLAMALAR:
1) Üretim lisansı başvuruları haricindeki lisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 ve 11 inci maddelerinde belirtilen belgelerin sunulması zorunludur.
2) Kamu tüzel kişileri lisans başvurularında; kamu tüzel kişisi olduklarını gösterir belgeleri sunmaları kaydıyla, listenin 3, 6 ve 9 numaralı maddelerinde belirtilen belgeleri sunmazlar.
3) Geçici kabulü yapılmış üretim tesisine ilişkin üretim lisansı başvurularında teminat belgesi sunulmaz.
4) Liste, anonim şirket esas alınarak hazırlanmıştır. Bu nedenle, “esas sözleşme” ibaresinin limited şirketler için “sözleşme” olarak anlaşılması gerekmektedir.
5) Lisans alma bedelleri, Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek Resmi Gazete’de ilan edilmektedir. Ayrıca söz konusu Kurul Kararına Kurum internet sayfasında da ulaşılabilir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi başvurularında her iki kaynağında yerli ya da yenilenebilir olmaması durumunda, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden hesaplanan bedelin tamamı ödenir.
6) Asgari sermaye hesabı yapılırken Yönetmelikte öngörülen mevcut hüküm ile kaynak bazında birim yatırım tutarlarını belirleyen ve Kurum internet sayfasında yayımlanan tablo esas alınmalıdır.
7) Teminat tutarının nasıl hesaplanacağı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek ilan edilmektedir. Ayrıca söz konusu Kurul Kararına Kurum internet sayfasında da ulaşılabilir.
8) Yabancı ortaklara ilişkin olarak yurt dışından temin edilecek belgeler, ilgili ülkenin yetkili makamlarınca veya Türkiye'nin söz konusu ülkedeki konsolosluğunca veya Lahey Devletler Özel Hukuku Konferansı çerçevesinde hazırlanan “Yabancı Resmi Belgelerin Tasdiki Mecburiyetinin Kaldırılması Sözleşmesi” hükümlerine uygun biçimde düzenlenir ve başvuruya eklenir. Gerek görülmesi halinde belgelerin yeminli tercüme bürolarınca yapılmış tercümeleri de talep edilebilir.
9) Üretim faaliyetinde bulunmak üzere yapılan lisans başvurularında Ek-4.3’e uygun olarak Kuruma sunulacak banka teminat mektubu, içeriğinde herhangi bir değişiklik yapılmadan sadece ilgili bölümler doldurulmak suretiyle sunulması gerekmektedir.
10) EÜAŞ bünyesindeki üretim tesislerinden özelleştirme kapsamına alınmış olanlardan yapılan ihale neticesinde unvanı Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından Kuruma bildirilen tüzel kişiler tarafından yapılacak üretim lisansı başvuruları için; lisans başvurusunda sunulması gereken bilgi ve belgeler listesindeki (1), (2), (3), (4), (5) (7) ve (11) nci maddelerde istenen bilgi ve belgelerin, sunulması zorunludur.
11) Birleşme veya bölünme onayı ile tesis satış-devir onayı sonrası lisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 11 numaralarında belirtilen belgelerin sunulması zorunludur. Ayrıca, işleminin gerçekleştiğini gösterir belgeler (söz konusu işlemin gerçekleştiğine ilişkin Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi) ile bu kapsamdaki;
a) Üretim lisansı başvurularında, başvuruya konu üretim tesisinin işletmede olmaması halinde tüm güce karşılık gelen tutarda, kısmi işletmede olması halinde ise işletmede olmayan kurulu güce karşılık gelen tutarda teminat,
b) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim lisansı başvurularında, yükümlü olmaları halinde, tüzel kişi ile TEİAŞ arasında imzalanmış olan Revize RES/GES Katkı Payı Anlaşması,
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim lisansı başvurularında tüzel kişi ile DSİ Genel Müdürlüğü arasında imzalanmış olan Revize Su Kullanım Hakkı Anlaşması,
sunulur.
ç) Bölünme veya tesis satış-devir yoluyla üretim tesisine yeni lisans verilmesi başvurularında bölünen veya üretim tesisinin satışını-devrini gerçekleştiren tüzel kişinin mevcut lisansının sona erdirilmesi başvurusunda bulunması zorunludur.
12) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri için birinci fıkra kapsamında sunulması gereken iş ve işlemlerden birinci fıkranın (ç) bendi dışındaki diğer iş ve işlemler, üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulabilir.
13) Lisans başvurusunun incelenmesi veya değerlendirilmesi aşamasında ihtiyaç duyulması halinde; Kurum tarafından bu listede belirtilenler dışında her türlü ilave bilgi ve belge istenebilir.
14) Üretim lisansı başvurusu kapsamında, başvuruya konu projenin önlisansına derç edilmiş olan kurulu gücünde değişiklik olması durumunda 10 uncu madde çerçevesinde sunulacak belgelerin revize edilmiş kurulu güç üzerinden sunulması gerekmektedir.
Ek-4.1.a
(Tek Kaynaklı Üretim Tesisleri İçin Üretim Lisansı Başvuru Dilekçesi)
ÜRETİM LİSANSI BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
...................(ilinde/illerinde)................(ilçesinde/ilçelerinde) kurulması planlanan .......................................... enerji kaynağına dayalı ......... projesi için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar’ın Ek-4’ünde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-4.1.b
(Birden Çok Kaynaklı Elektrik Üretim Tesisleri İçin Lisans Başvuru Dilekçesi)
ÜRETİM LİSANSI BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
...................(ilinde/illerinde)................(ilçesinde/ilçelerinde) kurulması planlanan, ana kaynağı ......, yardımcı kaynağı ....... olan ......... projesi için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar’ın Ek-4’ünde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-4.1.c
(Üretim lisansı dışındaki diğer lisans başvuruları için)
LİSANS BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
................... (Yurt genelinde/bölgesinde/illerinde/ilinde)................. (İletim / Piyasa İşletim / Dağıtım / Toptan Satış - Tedarik) faaliyeti için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar’ın Ek-4’ünde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-4.2
KONTROL BEYANI *
Şirketimiz paylarının doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç olmak üzere;
Şirketimiz üzerinde ortakların veya başka gerçek ya da tüzel kişilerin ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan haklar yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimiz üzerinde sözleşmeler veya başka araçlarla ve Şirketimiz malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkı yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimizin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde ortakların veya başka gerçek veya tüzel kişilerin belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
* 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** OLDUĞUNU/OLMADIĞINI kelimelerinden biri seçilir, OLDUĞUNU kelimesinin seçilmesi halinde belgesinin de ekte sunulması gerekir.
Ek-4.3.a
Üretim lisansı başvurusunda Kuruma sunulacak teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Mustafa Kemal Mahallesi 2078. Sokak No:4 06510 Çankaya/ ANKARA
......... ili ........ilçesi, .......mevkiinde kurulması planlanan/inşa halindeki, ...... (1) dayalı ...... (2) MWm kurulu gücünde ve ......(3) MWh kapasitesinde............ adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) üretim lisansı başvurusunda bulunacak/üretim lisansı verilen....................’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ..................... (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, mücbir sebep hâlleri ile Şirketten kaynaklanmayan haklı sebepler dışında üretim tesisinin, üretim lisansında belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi ya da üretim lisansın, üretim tesisinin geçici kabulü yapılmadan önce herhangi bir nedenle sona ermesi veya iptal edilmesi hâllerinde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu kesin, süresiz ve limit dışıdır.
............... BANKASI A.Ş.
............... ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
(1) numaralı boşluğa üretim tesisinin enerji kaynağı yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynaklar birlikte yazılır.
(2) numaralı boşluğa üretim tesisinin MWm cinsinden kurulu gücü yazılacaktır. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana ve yardımcı kaynakların mekanik güçlerinin (MWm) toplamı yazılacaktır.
(3) Depolama ünitesi olması halinde söz konusu depolama üntesinin toplam kapasitesine (MWh) de yer verilir.
Ek-4.3.b
Nükleer enerjiye dayalı üretim lisansı başvurusunda Kuruma sunulması gereken teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Mustafa Kemal Mahallesi, 2078. Sokak No:4 06510 Çankaya/ ANKARA
......... İli ........İlçesi, .......mevkiinde kurulması planlanan/inşa halindeki, nükleer enerjiye dayalı ...... MWm kurulu gücünde ............ adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) üretim lisansı başvurusunda bulunacak/üretim lisansı verilen ....................’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ..................... (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, Şirketin, elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, şartname, lisans ve ilgili diğer mevzuat hüküm ve şartlarını yerine getirmemesi veya lisansa konu üretim tesisinin geçici kabulünü tamamlayarak Kuruma tevsik etmemesi veya bu teminat mektubunun süresinin bitiminden 1 (bir) yıl öncesinde üretim tesisinin kurularak işletmeye alınmasına ilişkin işlemlerin tamamlanmamış olması durumunda teminat mektubunun yenilenerek Kuruma ibraz edilmemesi veya ilgili mevzuatta teminat mektubunun irat kaydedilmesini gerektirecek bir nedenle üretim lisansının sona erdirilmesi veya lisansının iptali halinde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu banka şubesi limitleri ile sınırlı olmaksızın, kesin ve 15 yıl sürelidir.
............... BANKASI A.Ş.
............... ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
Ek-4.4.a
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Lisans başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Yönetim kurulu başkanı:
..................... (T.C.K. Numarası:...............)
Yönetim kurulu üyelerimiz: (**)
..................... (T.C.K. Numarası.............) (***)
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde işbu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari işlemlere ilişkin yükümlülüklerimizi yerine getireceğimizi, aksi takdirde sorumluluğun tarafımıza ait olacağını, bu konuda herhangi bir hak ve tazminat talep etmeyeceğimizi kabul ve taahhüt ederiz.
* 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** Yönetim kurulu üyesinin tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Yönetim kurulu üyesi tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
Ek-4.4.b
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Üretim lisansı başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Müdürlerimiz: (**),
................ (T.C.K. Numarası:....................) (***)
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde işbu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari işlemlere ilişkin yükümlülüklerimizi yerine getireceğimizi, aksi takdirde sorumluluğun tarafımıza ait olacağını, bu konuda herhangi bir hak ve tazminat talep etmeyeceğimizi kabul ve taahhüt ederiz.
* 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** Müdürün tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Müdür tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
Ek-4.5
TEDARİK LİSANSI KAPSAMINDA MÜSTAKİL ELEKTRİK DEPOLAMA TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
Müstakil elektrik depolama tesisi adı | Müstakil elektrik depolama tesisi adı
Müstakil elektrik depolama tesisinin yeri | İli
Müstakil elektrik depolama tesisinin yeri | İlçesi
Elektrik depolama tesisi teknolojisi | Lityum-İyon | Lityum-İyon
Elektrik depolama tesisi teknolojisi | Kurşun -Asit | Kurşun -Asit
Elektrik depolama tesisi teknolojisi | Nikel Metal Hidrit | Nikel Metal Hidrit
Elektrik depolama tesisi teknolojisi | Nikel-Kadmiyum | Nikel-Kadmiyum
Elektrik depolama tesisi teknolojisi | Sodyum Sülfür | Sodyum Sülfür
Elektrik depolama tesisi teknolojisi | Diğer | Diğer
Elektrik depolama tesisi toplam kurulu gücü | Elektrik depolama tesisi toplam kurulu gücü | ...... MWe
Bağlantı noktası ve gerilim seviyesi | Bağlantı noktası ve gerilim seviyesi
Müstakil elektrik depolama tesisine ilişkin köşe koordinatları
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Müstakil elektrik depolama tesisine ilişkin köşe koordinatları
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_13a6cbe537591.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 7726 Karar Tarihi : 08/03/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 08/03/2018 tarihli toplantısında; ekteki “Elektrik Dağıtım Şirketleri İle Görevli Tedarik Şirketleri Çağrı Merkezleri Hizmet Kalitesi Standartlarına İlişkin Usul Ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK DAĞITIM ŞİRKETLERİ İLE GÖREVLİ TEDARİK ŞİRKETLERİ ÇAĞRI MERKEZLERİ HİZMET KALİTESİ STANDARTLARINA İLİŞKİN
USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN
USUL VE ESASLAR
MADDE-1 22/10/2016 tarihli ve 29865 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan elektrik dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri çağrı merkezleri hizmet kalitesi standartlarına ilişkin usul ve esasların 5 nci maddesinin birinci fıkrasının k) ve n) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“k) Çağrı merkezi sisteminde kayıt altına alınan işlemlere ve raporlamalara esas veriler TÜBİTAK Kamu Sertifikasyon Merkezi tarafından sağlanan zaman damgası ile saklanır.”
“n) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri çağrı merkezi hizmetini TS EN 15838 ve/veya TS EN ISO 9001, TS ISO 10002 ve TS EN ISO/IEC 27001 standartlarına uygun olarak verildiğini belgelemelidir. Bu belgeler Türk Akreditasyon Kurumu (TURKAK)’ın hizmet kapsamında olması halinde TÜRKAK veya uluslararası akreditasyon sisteminde karşılıklı tanınma anlaşmasına sahip akreditasyon kurumlarınca akredite edilmiş belgelendirme kuruluşları tarafından verilmiş olmalıdır.”
MADDE-2 Aynı usul ve esasların 7 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, çağrı merkezinin gerekli niteliklere haiz olduğu, ilgili standartlara uygun biçimde işletildiği ve üretilen raporların doğruluğu, 5 nci maddesinin birinci fıkrasının n bendinde belirtilen standartlara sahip belgelendirme kurumuna yıl içinde incelettirilir ve belgelendirilen sonuç raporu yıllık olarak müteakip yılın Mart ayı sonuna kadar Kuruma sunulur. Rapor, ilgili hizmet standartlarına uyum, verilerin güvenliğinin ne şekilde sağlandığı ve üretilen raporların doğruluğunun inceleme yöntemlerini de içerir.”
MADDE-3 Aynı usul ve esasların 8 nci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “kalite faktörünün hesaplanmasında’ ibaresi çıkarılmıştır.
MADDE-4 Aynı usul ve esasların eki Ek-1 ve Ek-2 ekteki şekilde değiştirilmiştir.
Yürürlük
MADDE 5– (1) Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 6 – (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Başkan yürütür.
EK 1: Çağrı Merkezi Hizmet Kalitesi Göstergeleri ve Hedef Değerleri
1Çağrı merkezi yönüne yapılan toplam arama sayısı ilgili servis sağlayıcıdan temin edilmesi durumunda %US1 ve %US2 aynı kaynak verileri kullanılarak hesaplanır.
Çağrı merkezi yönüne yapılan toplam arama sayısı ilgili servis sağlayıcıdan temin edilemediğinde çağrı merkezi sistemi üzerinden elde ettiği verilerden yalnızca %US2’yi hesaplanır.
Yıllık üretilen raporlar, ilgili verilerin temin edildiği ya da temin edilemediği durumlardan yalnızca birisine göre hesaplanır.
EK-2 Şikâyet Ana/Alt Kategorisi
Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı | Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı
22/10/2016 29865
Kalite Göstergesi | Açıklama | Hedef Değer
Ulaşılabilirlik seviyesi-1 (%US1)1 İlgili dönemde, çağrı merkezi yönüne yapılan toplam arama sayısına (A) göre, çağrı merkezine ulaşan aramaların toplam sayısının (B) yüzdesidir. Arama sayılarına bağlı olarak çağrı merkezi hat kapasitesinin yeterlilik seviyesini ölçer. Yıllık, aylık, günlük ve 15 dakikalık zaman dilimleri için ölçülebilmelidir.
%US1= (B/A) x 100 | %US1>=%95 (Yıllık)
veya
%US2>=%99 (Yıllık)
Ulaşılabilirlik seviyesi-2 (%US2)1 15 dakikalık zaman dilimleri dikkate alındığında ilgili dönemdeki toplam zaman aralığı sayısına (C) göre, çağrı merkezi yönüne yapılan tüm arama girişimlerinin başarılı olduğu (tam doluluğun oluşmadığı) zaman aralığı sayısının (D) yüzdesidir. Tam doluluğun oluşmadığı zaman dilimleri bakımından çağrı merkezi hat kapasitesinin yeterlilik seviyesini ölçer. Yıllık ve aylık olarak ölçülebilmelidir.
%US2= (D/ C) x 100 | %US1>=%95 (Yıllık)
veya
%US2>=%99 (Yıllık)
Servis Seviyesi (%SL) | Operatör kuyruğuna giren çağrı sayısına (E) göre, operatör kuyruğuna girdikten sonra operatörle sesli görüşmesi 20 saniye içerisinde başlatılan çağrı sayısının (F) yüzdesidir. Yıllık, aylık, günlük ve 15 dakikalık zaman dilimleri için ölçülebilmelidir.
%SL=(F/E)*100 | >=%80 (Yıllık)
Cevaplama Oranı (%AR) | Operatör kuyruğuna giren çağrı sayısına (E) göre, operatörle sesli görüşmesi gerçekleşen çağrıların (G) yüzdesidir. Yıllık, aylık, günlük ve 15 dakikalık zaman dilimleri için ölçülebilmelidir.
%AR=(G/E)*100 | %AR>=95
Görevli Tedarik Şirketleri | Görevli Tedarik Şirketleri | Dağıtım Şirketleri | Dağıtım Şirketleri
Ana Kategori | Alt Kategori | Ana Kategori | Alt Kategori
Abonelik | Abonelik Yapma | Bağlantı-Şebeke | Yatırım/İlk Bağlantı (Şebekeye Fiziki Bağlantı Tesisi)
Abonelik | Abonelik Sonlandırma | Bağlantı-Şebeke | Aktivasyon (Fiilen Enerji Verme)
Abonelik | Güvence Bedeli ve İadesi | Bağlantı-Şebeke | Tesis (Hat, Trafo, Direk...) Yeri Değişikliği/Kaldırılması
Abonelik | Önceki Abonenin Borcunun Yeni Aboneden İstenmesi | Bağlantı-Şebeke | Bağlantı Bedeli
Abonelik | Tedarikçi Değişikliğini Engelleme | Kalite | Enerji Kesintisi
Faturalama | Fatura Dönemi/Son Ödeme Tarihi | Kalite | Voltaj Dalgalanması/Basınç Değişikliği
Faturalama | Fatura Tebliği | Sayaç | Sayaç Yeri
Faturalama | Fatura Tebliği | Sayaç | Sayaç Okuma ve Okuma Bildirimi
Faturalama | Faturalarda ve faturalandırmaya esas unsurlarda hatalara itiraz | Sayaç | Sayaç Değişikliği
Faturalama | İtirazların Zamanında ve Usulüne Uygun Sonuçlandırılması | Sayaç | Sayaç Bedeli
Faturalama | Zamanında Ödenmeyen Borçlar | Sayaç | Kesme - Bağlama
Faturalama | Usulsüz Enerji Kullanım Tahakkuku | Sayaç
Müşteri Hizmetleri | Şirket Telefonlarına/Çağrı Merkezine Ulaşamama | Faturalama | Kaçak Enerji Kullanım Tahakkuku
Müşteri Hizmetleri | Başvuruların Süresi İçinde Cevaplandırılmaması | Faturalama | Kesme-Bağlama Bedeli Tahakkuku
Müşteri Hizmetleri | Şirket ve Müşteri Hizmetleri Hakkında Şikâyetler | Faturalama | Sayaç Arızası Nedeniyle Tahakkuk
Fiyat/Tarife (Fatura Unsurları ve Diğer Bedeller) | Enerji Fiyat Artışları | Faturalama | Usulsüz Enerji Kullanım Tahakkuku
Fiyat/Tarife (Fatura Unsurları ve Diğer Bedeller) | İletim-Dağıtım ve Diğer Sistem Bedelleri | İhbarlar | Arıza İhbarı
Fiyat/Tarife (Fatura Unsurları ve Diğer Bedeller) | Vergi, Fon ve Paylar | İhbarlar | Aydınlatma İhbarı
İhbarlar | Kaçak Elektrik Kullanım İhbarı
Müşteri Hizmetleri | Şirket Telefonlarına/Çağrı Merkezine Ulaşamama
Müşteri Hizmetleri | Başvuruların Süresi İçinde Cevaplandırılmaması
Müşteri Hizmetleri | Şirket ve Müşteri Hizmetleri Hakkında Şikâyetler
Fiyat/Tarife (Fatura Unsurları ve Diğer Bedeller) | İletim-Dağıtım ve Diğer Sistem Bedelleri
Fiyat/Tarife (Fatura Unsurları ve Diğer Bedeller) | Vergi, Fon ve Paylar |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_13cc57f896309.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12524 Karar Tarihi: 21/03/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 21/03/2024 tarihli toplantısında; Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatına İlişkin Kurul Kararında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararının kabul edilerek aşağıdaki değişikliğin Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
ENERJİ PİYASASI BİLDİRİM SİSTEMİ KULLANIM TALİMATINA İLİŞKİN
KURUL KARARINDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR
KURUL KARARI
MADDE 1– 20/11/2014 tarihli ve 5313-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen ve 24/12/2014 tarihli ve 29215 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatının eki olan "Ek-1 Elektrik Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu", "Ek-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu" ve “Ek-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu” ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 2- Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EKLER:
EK-1 Elektrik Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu.
EK-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu.
EK-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_140012a826580.docx | ELEKTRİK PİYASASI İŞLETİM GELİR TAVANININ KARŞILANMASI İÇİN UYGULANACAK BEDEL VE KOMİSYONLAR İLE UYGULAMAYA İLİŞKİN
YÖNTEM BİLDİRİMİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Bildirimin amacı, elektrik piyasası piyasa işletim gelir tavanının karşılanması için uygulanacak bedel ve komisyonlar ile uygulamaya ilişkin yöntemin belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Bildirim, Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin elektrik piyasası piyasa işletim faaliyeti gelirlerinin belirlenmesinde kullanılacak yöntem ile bu yönteme dair usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Bildirim, Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 6 ncı maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Bildirimde geçen;
EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
Piyasa İşletim Gelir Tavanı: EPİAŞ’ın bir tarife yılında toplayacağı gelirin sınırını,
Tarife teklifi: EPİAŞ Yönetim Kurulu tarafından tespit edilerek Kurul onayına sunulan, Piyasa İşletim Gelir Tavanı’nın karşılanması için uygulanacak bedel ve komisyonlar ile uygulamaya ilişkin yöntem bildiriminden oluşan teklifi
ifade eder.
(2) Bu Bildirimde geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Piyasa İşletim Ücretinin Piyasa Katılımcılarına Dağıtılmasına Dair Esaslar
Piyasa İşletim Ücretinin Dağıtılması
MADDE 5- (1) EPİAŞ’ın piyasa işletim faaliyetleri çerçevesinde tek sunucu statüsünde sağladığı hizmetler kapsamında ihtiyaç duyduğu gelir piyasa katılımcılarından Piyasa İşletim Ücreti olarak karşılanır. EPİAŞ tarafından, piyasa katılımcılarına piyasa işletimi dışında herhangi bir hizmetin satın alınması zorunluluğu getirilemez.
(2) Piyasa işletim ücreti; dengeleme sistemine katılmalarından dolayı ve/veya enerji açıkları ve/veya fazlaları nedeniyle, sisteme elektrik enerjisi veren ve/veya sistemden elektrik enerjisi çeken;
Üretim lisansı sahibi,
Tedarik lisansı sahibi,
OSB üretim lisansı sahibi,
Dağıtım lisansı sahibi,
İletim lisansı sahibi
tüzel kişilerden oluşan piyasa katılımcıları arasında dağıtılır.
(3) Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin, her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenleri aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(4) Bu formüllerde geçen;
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Piyasası İşletim Ücreti payını (TL),
PIÜ Kurul tarafından belirlenen Piyasa İşletim Geliri Tavanından hesaplanan bir fatura dönemi için geçerli Piyasa İşletim Ücretini,
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Uzlaştırma Ücreti payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti payını (TL)
PIÜ_GİP Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti payını (TL),
k Gün Öncesi Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
l Dengeleme Güç Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
m Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı,
n Gün İçi Piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranını temsil eden katsayıyı
ifade eder.
Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 6- (1) Gün öncesi piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜS_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜD_GÖs Bir avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam gün öncesi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_GÖp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMt,p,s,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
PIÜ_GÖp Bir fatura döneminde “p” piyasa katılımcısına, gün öncesi piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek gün öncesi piyasası işletim ücreti tutarını (TL)
ifade eder.
Gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 7- (1) Bir gün içi piyasası katılımcısına, gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
GİPİÜ Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
GİPİÜS Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜD Bir fatura döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
GİPİÜSg Bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
GİPİÜDg Bir avans döneminde, gün içi piyasası faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
a İlgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
GİPİÜp,g “p” piyasa katılımcısına g avans döneminde tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
k gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
GİPİÜp Bir fatura döneminde p piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek gün içi piyasası işletim ücretini (TL),
GİİÜ Piyasa katılımcılarının haklı bulunmadıkları itirazlar için ödedikleri ve Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 66/H maddesinin yedinci fıkrasında belirlenen birim itiraz ücretini,
GİİSp Bir fatura döneminde p piyasa katılımcısının haklı bulunmamış itiraz sayısını,
GİTİÜ Piyasa katılımcılarının haklı bulunmadıkları itirazlar için ödedikleri toplam itiraz ücretini
ifade eder.
Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 8- (1) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır;
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengeleme güç piyasası işletim ücreti değişken payını (TL),
PIÜ_DGPp,s “p” piyasa katılımcısına, “s” avans ödeme döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası işletim ücreti tutarını (TL),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
PIÜ_DGPp bir fatura döneminde “p” piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengeleme güç piyasası işletim ücreti tutarını (TL)
ifade eder.
Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması
MADDE 9- (1) Her bir dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(2) Bu formüllerde geçen;
PIÜS_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti sabit payını (TL),
PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜD_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti değişken payını (TL),
EDMf,t,s,u “f” dengeden sorumlu tarafın, bir fatura dönemi içindeki bir gün için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
PIÜ_Df,s “f” dengeden sorumlu tarafa, bir avans ödeme dönemine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
PIÜ_Df Bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek dengesizliklerin uzlaştırılması piyasa işletim ücreti tutarını (TL),
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını
ifade eder.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Piyasa İşletim Ücreti Hesaplama Yöntemlerine İlişkin Esaslar
Piyasa İşletim Ücretine İlişkin Hizmetlerin Maliyet Esaslılığı
MADDE 10- (1) Fiyatlandırma, piyasa katılımcılarına kendilerine sağlanan hizmetin maliyetinin yansıtılması esasına göre yapılır.
Piyasa İşletim Ücretine İlişkin Hesaplama Yöntemleri
MADDE 11- (1) Her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanmasına ilişkin olarak tarife teklifinin sunulduğu yıla ait her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin tahmini değerler hesaplanır. Bu hesaplamanın, ilgili piyasalar için önceki yıllarda gerçekleşen veriler kullanılarak yapılması esas olup, gerekmesi halinde Kurul onayı ile farklı yöntemler kullanılmasına da karar verilebilir.
Tarife yılı için Gün Öncesi Piyasası tahmini işlem miktarının hesaplanması
MADDE 12- (1) Gün Öncesi Piyasası tahmini işlem miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
GÖP_Mz “z” tarife yılı için tahmini Gün Öncesi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r,y,z-1 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
SSMt,p,s,u,r,y,z-2 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMp,s,u,r,y,z-1 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
SAMp,s,u,r,y,z-2 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca tahmini Gün Öncesi Piyasası işlem hacmi hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için Gün Öncesi Piyasası tahmini işlem hacmi hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
GÖP_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için tahmini Gün Öncesi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
k Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
SSMt,p,s,u,r,y,z-2 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
SSMt,p,s,u,r,y,z-3 Gün öncesi piyasası sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem satış miktarını (MWh),
t1 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,
m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
SAMp,s,u,r,y,z-2 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
SAMp,s,u,r,y,z-3 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu sistem alış miktarını (MWh),
t2 Gün öncesi piyasası kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını
ifade eder.
Tarife yılı için Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarının hesaplanması
MADDE 13- (1) Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
GİP_Mz “z” tarife yılı için tahmini Gün İçi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
k Gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u,y,z-1 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
GİSMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u,y,z-1 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
GİAMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca tahmini Gün İçi Piyasası işlem miktarı hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarı hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
GİP_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için tahmini Gün İçi Piyasası işlem miktarını (MWh),
a İlgili avans dönemindeki uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura dönemindeki avans dönemi sayısını,
k Gün içi piyasası katılımcısı sayısını,
GİSMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
GİSMp,t,g,r,u,y,z-3 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi satış miktarını (MWh),
xp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için satış gerçekleştirdiği teklif sayısını,
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
GİAMp,t,g,r,u,y,z-2 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
GİAMp,t,g,r,u,y,z-3 “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, g avans dönemindeki r tekliften dolayı u uzlaştırma döneminde gerçekleştirdiği gün içi alış miktarını (MWh),
yp “p” piyasa katılımcısının t teklif bölgesi için g avans dönemindeki u uzlaştırma dönemi için alış gerçekleştirdiği teklif sayısını
ifade eder.
Tarife yılı için Dengeleme Güç Piyasası tahmini işlem miktarının hesaplanması
MADDE 14- (1) Dengeleme Güç Piyasası tahmini işlem miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
DGP_Mz “z” tarife yılı için tahmini Dengeleme Güç Piyasası işlem miktarını (MWh),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-1 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-1 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca tahmini Dengeleme Güç Piyasası işlem miktarı hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için Dengeleme Güç Piyasası tahmini işlem miktarı hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
DGP_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için tahmini Dengeleme Güç Piyasası işlem miktarını (MWh),
l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,
a İlgili avans döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
KEYALMp,d,s,u,r,y,z-3 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük alma teklifi miktarını (MWh),
t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,
d1 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma teklifi olan dengeleme birimi sayısını,
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-2 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
KEYATMp,d,s,u,r,y,z-3 “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans ödeme dönemindeki “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin kabul edilen ve yerine getirilmiş yük atma teklifi miktarını (MWh),
t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,
d2 Dengeleme güç piyasası kapsamında, “p” piyasa katılımcısına ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma teklifi olan dengeleme birimi sayısını
ifade eder.
Tarife yılı için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarının hesaplanması
MADDE 15- (1) Dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarı, “z” tarife yılı için aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(2) Bu formülde geçen;
EDM_Mz “z” tarife yılı için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-1 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-1” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-2 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını,
n İlgili tarife yılında yer alan fatura dönemi sayısını
ifade eder.
(3) Tarife teklifinin EPİAŞ tarafından hazırlandığı dönemde “z-1” tarife yılı için verisi bulunmayan fatura dönemleri için aşağıda yer alan formül uyarınca dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarı hesaplanır. Hesaplanan değerler ilgili fatura dönemleri için “z” tarife yılı için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarı hesabında kullanılır.
(4) Bu formülde geçen;
EDM_My,z-1 “z-1” tarife yılında y fatura dönemi için dengeden sorumlu taraflara ait tahmini dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-2 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-2” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
EDMf,t,s,u,y,z-3 “f” dengeden sorumlu tarafın, “z-3” tarife yılında, “y” fatura döneminde, “s” avans dönemi için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),
m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,
b İlgili fatura döneminde yer alan avans dönemi sayısını,
a Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,
k Dengeden sorumlu taraf sayısını
ifade eder.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
GEÇİCİ MADDE 1- (1) Elektrik Piyasası 2025 yılı tarife teklifi hazırlanırken; 2024 yılının son 3 ayına ait tahmini işlem miktarları, 2023 yılının ilgili aylarında gerçekleşen işlem hacimlerinin ilgili aylara ait 2022-2023 yılları değişim oranları oranınca artacağı öngörülerek hesaplanır.
(2) Gün Öncesi Piyasası 2025 yılı tarife teklifi hazırlanırken; 2025 yılı tahmini işlem hacimleri, 2023-2024 yıllarının ilgili aylarında gerçekleşen işlem hacimleri ortalamasının ilgili aylara ait 2023-2024 yılları değişim oranı kadar artırılması suretiyle hesaplanır.
(3) Enerji Dengesizliğine ilişkin 2025 yılı tarife teklifi hazırlanırken; 2025 yılı tahmini işlem hacimleri, 2024 yılı ilgili aylarında gerçekleşen işlem hacimlerinin %20 artırılması suretiyle hesaplanır.
(4) Gün İçi Piyasası ve Dengeleme Güç Piyasasına ilişkin 2025 yılı tarife teklifi hazırlanırken; 2025 yılının tahmini işlem miktarları, 2022-2023 ve 2023-2024 yılları değişim oranları ortalaması ile 2022-2023 yıllarının ilgili aylarında gerçekleşen işlem hacimleri ortalaması üzerinden hesaplanır. Dengeleme Güç Piyasasında 2022-2023 ve 2023-2024 yılları Temmuz ve Ağustos aylarında gerçekleşen değişim oranlarında önemli farklılıklar yer alması nedeniyle, 2025 yılı Temmuz ve Ağustos aylarının işlem hacmi tahminleri için 2024 yılında ilgili aylarda gerçekleşen hacimler baz alınmıştır.
Yürürlük
MADDE 16- (1) Bu Bildirim yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 17- (1) Bu Bildirim hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_145909b219853.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11744 Karar Tarihi: 23/03/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 23/03/2023 tarihli toplantısında; 06 Şubat 2023 tarihinde meydana gelen depremler nedeniyle olağanüstü hâl kararı alınan ve/veya afet bölgesi ilan edilen yerlerde görevli tedarik şirketlerinin, Elektrik Piyasasında Dağıtım Ve Perakende Satış Faaliyetlerine İlişkin Kalite Yönetmeliği’nin 39 uncu maddesinde bahsedilen Görevli Tedarik Şirketi Ticari Kalite Tablosu’nda (Tablo-10) bulunan süreler ile hizmetlere ait tazminat yükümlülüklerinin 31/05/2023 tarihine kadar (bu tarih dâhil) muaf tutulmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_14ccecb856174.docx | T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO : 9040-3
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; 07/04/2016 tarihli ve 6199 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan Sayaç Kontrol Bedellerine İlişkin Usul ve Esaslar kapsamında belirlenen sayaç kontrol bedellerinin, 1/1/2020 tarihinden itibaren aşağıdaki şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Sayaç Kontrol Bedeli | Sayaç Kontrol Bedeli
2020 2020
Direkt bağlı tek fazlı aktif veya üç fazlı aktif ve/veya reaktif sayaçlar 24,4
Akım trafolu ve/veya gerilim trafolu aktif ve/veya reaktif sayaçlar 30,9 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_15b6d4df26349.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12315 Karar Tarihi: 28/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2023 tarihli toplantısında; Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi’nin 2024 yılı sistem kullanım ve sistem işletim gelir tavanlarının aşağıda yer aldığı şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Sistem Kullanım | Sistem İşletim
2024 Yılı Gelir Tavanı (TÜFE=2230,12 - TL) | 75.838.971.560 24.551.466.654 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1602a79811979.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAK GARANTİ BELGESİ YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 14/11/2020 tarihli ve 31304 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (h) bendinde yer alan “kanun,” ibaresinden sonra gelmek üzere “Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı,” ibaresi eklenmiş, aynı fıkranın (ıı) bendinde yer alan “biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil),” ibaresi ile “enerjisi” ibaresi yürürlükten kaldırılmış ve aynı fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“jj) Seans: Kontratların; alım, satım için işleme açık olduğu zaman dilimini,”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 8 inci maddesinin ikinci fıkrasının (b) bendine aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasında oluşabilecek arıza ve bakım hallerinde 16 ncı madde hükümleri uygulanır.
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici maddeler eklenmiştir.
“Geçiş dönemi ihraç işlemleri
GEÇİCİ MADDE 2 - (1) Piyasa İşletmecisi, 1/3/2021-31/5/2021 tarihleri arasında YEK-G sistem kullanıcıları tarafından gerçekleştirilen üretimler için belgelendirilebilir üretim miktarını DUY kapsamındaki Mayıs 2021 nihai uzlaştırma bildiriminin yayımlanma tarihinden itibaren hesaplar ve PYS aracılığıyla ilgili YEK-G sistem kullanıcılarına duyurur. YEK-G sistem kullanıcıları, bu fıkra kapsamında Piyasa işletmecisi tarafından hesaplanan belgelendirilebilir üretim miktarlarının bildirimini müteakip Piyasa İşletmecisine YEK-G belgesi ihraç talebinde bulunabilirler.
Geçiş dönemi itfa işlemleri
GEÇİCİ MADDE 3 - (1) 1/1/2021-31/5/2021 tarihleri arasında tüketicilerin gerçekleştirdikleri tüketimleri sebebiyle itfa edilecek YEK-G belgeleri, tedarikçiler tarafından DUY kapsamındaki Mayıs 2021 nihai uzlaştırma bildiriminin yayımlanma tarihinden itibaren itfa bildirimine konu edilir.”
MADDE 4 – Bu Yönetmelik 1/6/2021 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 5 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
14/11/2020 31304 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_161a55c382314.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12987 Karar Tarihi: 07/11/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 07/11/2024 tarihli toplantısında; Elektrik piyasasında faaliyet gösteren dağıtım şirketleri ve görevli tedarik şirketlerinin gelir/tarife düzenlemelerine esas parametrelerin geçerli olacağı beşinci uygulama döneminin 1/1/2026 (dâhil) - 31/12/2030 (dâhil) olarak belirlenmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_16ba1fcc57642.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI KAPASİTE MEKANİZMASI YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı, elektrik piyasasında arz güvenliğinin temini için gerekli yedek kapasite de dâhil olmak üzere yeterli kurulu güç kapasitesinin oluşturulması ve/veya uzun dönemli sistem güvenliğinin temini için güvenilir kurulu güç kapasitesinin korunması amacıyla TEİAŞ tarafından işletilecek olan kapasite mekanizmasına ilişkin kuralların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik, hangi santrallerin kapasite mekanizması içinde yer alabileceğine, yerli kaynaklara verilecek önceliklere, kapasite ödemelerine esas yıllık bütçenin belirlenmesine, bütçenin nasıl kullanılacağına, hangi aralıklarla ilgililere kapasite ödemesi yapılacağına, kapasite ödemelerine esas maliyet bileşenlerinin hesaplanmasına, kapasite mekanizmasında yer alan santrallere yapılacak kapasite ödemelerinin hesaplanmasına ve ödeme yapılmasına engel teşkil eden hususlara dair usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 20 nci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
b) Değişken maliyet bileşeni: Kapasite mekanizmasına dahil olan üretim tesisleri için kaynak tipine özgü olarak belirlenecek birim enerji üretim maliyetini,
c) Fatura dönemi: Uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat uyarınca belirlenmiş olan fatura dönemini,
ç) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
d) Kanun: 6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
e) Kapasite mekanizması: Elektrik sistemi arz güvenliği ve sistem güvenilirliğinin temini için güvenilir kurulu güç kapasitesinin oluşturulması veya korunması amacıyla Sistem İşletmecisi tarafından yıllık olarak işletilen destek mekanizmasını,
f) Kapasite ödemesi: Yıllık olarak belirlenen bütçe dahilinde, iletim sistemi arz güvenliğini teminen üretim tesislerine yapılan ödemeleri,
g) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ğ) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
h) Nihai piyasa takas fiyatı (NPTF): Belli bir saat ve belli bir teklif bölgesi için, teklif bölgeleri arasındaki iletim kısıtları dikkate alınarak belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,
ı) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
i) Sabit maliyet bileşeni: Kapasite mekanizması kapsamında ödeme yapılacak üretim tesislerinin sistemde kalabilmeleri için ihtiyaç duyduğu, üretim tesisi kaynak türüne özgü olarak belirlenen maliyeti,
j) Sistem İşletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
k) Toplam maliyet bileşeni: Kapasite mekanizmasına dahil olan üretim tesisleri için, sabit ve değişken maliyet bileşenlerinin toplamından oluşan tutarı,
l) YEKDEM: 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun uyarınca işletilen destekleme mekanizmasını,
m) Yerli kaynak: Yenilenebilir enerji kaynakları ile ülke içinde üretilen fosil yakıt kaynaklarını
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Kapasite Mekanizmasına İlişkin Genel Esaslar ve Katılım Şartları
Kapasite mekanizmasına ilişkin genel esaslar
MADDE 5- (1) Sistem İşletmecisi, elektrik piyasasında arz güvenliğinin temini için gerekli yedek kapasite de dâhil olmak üzere yeterli kurulu güç kapasitesinin oluşturulması ve/veya muhafazası için yıllık olarak belirlenen bütçe dahilinde üretim lisansı sahibi tüzel kişilere kapasite ödemesi yapar.
(2) Kapasite mekanizmasına dahil olan üretim tesislerine yapılan kapasite ödemeleri, birim sabit ve değişken maliyet bileşenleri ile nihai piyasa takas fiyatı parametrelerinden hareketle belirlenir.
(3) Kapasite mekanizması kapsamında bir takvim yılı için belirlenen bütçe ilgili yılın iletim tarifesi hesaplamalarında dikkate alınır. İletim tarifelerinde dikkate alınan bütçenin kullanılmayan kısmı iletim tarifelerine ilişkin mevzuat kapsamında gelir düzeltmelerinde dikkate alınır.
Kapasite mekanizmasına katılım şartları
MADDE 6- (1) Bir sonraki takvim yılında kapasite mekanizmasından yararlanmak isteyen santral sahibi tüzel kişiler her bir santral için en geç Ekim ayının onbeşinci gününe kadar Sistem İşletmecisine başvurur. Başvuru sırasında Sistem İşletmecisi tarafından hazırlanan başvuru formu ile üretim tesislerinin kapasite mekanizmasından yararlanmak üzere gerekli şartları haiz olduğunu tevsik eden belgeler Sistem İşletmecisine sunulur. Sistem İşletmecisi yapılan başvuruları değerlendirerek bir sonraki takvim yılında kapasite mekanizmasından yararlanacak tesisleri en geç Ekim ayının son günü internet sitesinden duyurur ve Kuruma bildirir.
(2) Aşağıdaki kriterlerden en az birini taşıyan santraller kapasite mekanizmasında yer almaz:
Kamu payının yüzde elliyi aştığı santraller,
Yap işlet ve yap işlet devret sözleşmesi bulunan ve anlaşma süresi dolmuş olsa da bu anlaşmalar kapsamında faaliyette bulunan/bulunmuş olan santraller,
Kanunun “Özelleştirme” başlıklı 18 inci maddesinin beşinci fıkrası kapsamında yapılan özelleştirme ihalesini kazanmak suretiyle kurulan santraller,
ç) Uluslararası sözleşmeler kapsamında kurulan nükleer enerji üretim santralleri,
Teşvik sürelerini tamamlamış olsalar dahi, herhangi bir zamanda YEKDEM’den yararlanan veya yararlanma hakkı bulunan santraller,
Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra özelleştirme ihalesi yapılan santraller,
Elektrik kurulu gücü yerli kaynaklara dayalı santraller için 50 MWe’ın altında, diğer santraller için 100 MWe’ın altında olan santraller,
İlk ünitesinin geçici kabul tarihinden başlayarak hesaplanan santral yaşı 10 yıldan büyük olan yerli kaynaklara dayalı olmayan santraller,
ğ) Geçici kabulde belirlenen verimlilik oranı % 50’nin altında olan yerli kaynaklara dayalı olmayan santraller (hesaplamada doğalgaz santralleri için üst ısıl değer baz alınır),
Hidroelektrik santralleri ile kesintisiz üretim yapamayan rüzgar ve güneşe dayalı santraller.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Kapasite Ödemeleri
Kapasite ödemelerine esas bütçe
MADDE 7- (1) Bir sonraki takvim yılında yapılacak kapasite ödemelerine esas yıllık bütçeye ve bütçenin yıl içerisindeki fatura dönemlerine dağılımına dair öneri, Sistem İşletmecisi tarafından Ekim ayı sonuna kadar Kuruma sunulur ve Kurul tarafından aynen veya değiştirilerek Kasım ayı içinde onaylanır.
(2) Kapasite ödemelerine esas yıllık ve fatura dönemi bazındaki bütçenin belirlenmesinde aşağıdaki kriterler dikkate alınır:
Sistemde ihtiyaç duyulan ilave kapasitenin ya da korunması gereken kapasitenin büyüklüğü,
Tahmini santral yatırım maliyetleri ve bu yatırımlar için ihtiyaç duyulan finansman maliyetlerinin seviyesi,
Belirlenecek bütçenin iletim tarifeleri üzerindeki etkisi,
ç) Gün öncesi piyasasında oluşan nihai piyasa takas fiyatlarının seyri,
Fatura dönemi bazında oluşacak destekleme tutarı ihtiyacı,
Elektrik üretim sektörünün mali sürdürülebilirliği.
(3) Bir takvim yılında yapılan kapasite ödemelerinin toplamı ilgili takvim yılı için belirlenen bütçeyi aşamaz. Bir takvim yılı için yapılan kapasite ödemelerinin ilgili takvim yılı için belirlenen bütçenin altında kalması durumunda kalan bütçe sonraki yıla aktarılmaz.
(4) Bir takvim yılı için belirlenecek bütçe fatura dönemlerine pay edilir. Bir fatura döneminde yapılan kapasite ödemelerinin bütçenin altında kalması durumunda artan kısım bir sonraki fatura dönemine aktarılır. İlgili takvim yılının son fatura dönemine ilişkin ödemelerden sonra hala bütçenin artması durumunda, kalan bütçe bir sonraki takvim yılına aktarılmaz.
Kapasite ödemelerine esas hesaplamalar
MADDE 8 (1) Kapasite mekanizması kapsamında üretim tesislerine bir fatura döneminde yapılacak ödemeler aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(1)
Bu formülde geçen;
i: “f” döneminde kapasite mekanizmasında yer alan her bir üretim tesisini,
f: Kapasite mekanizması uygulamasının yapıldığı takvim yılındaki her bir fatura dönemini,
j: Her bir kaynak türünü,
k: “f” döneminde, nihai piyasa takas fiyatının “i” santralinin ait olduğu kaynak türü için belirlenen değişken maliyet bileşeninden küçük ya da bu bileşene eşit olduğu uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
m: “f” döneminde, nihai piyasa takas fiyatının “i” santralinin ait olduğu kaynak türü için belirlenen değişken maliyet bileşeninden küçük ya da bu bileşene eşit olduğu her bir uzlaştırma dönemini,
l: “f” döneminde, nihai piyasa takas fiyatının “i” santralinin ait olduğu kaynak türü için belirlenen değişken maliyet bileşeninden büyük, toplam maliyet bileşeninden küçük olduğu uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
n: “f” döneminde, nihai piyasa takas fiyatının “i” santralinin ait olduğu kaynak türü için belirlenen değişken maliyet bileşeninden büyük, toplam maliyet bileşeninden küçük olduğu her bir uzlaştırma dönemini,
t: Her bir teklif bölgesini,
KÖi,f: Kapasite mekanizmasına dahil olan “i” üretim tesisine “f” dönemi için ödenecek toplam bedeli (TL),
ÖKOi : i santralinin kaynak türü için belirlenmiş olan ve sabit maliyet bileşeni hesaplamasında kullanılan kapasite kullanım oranını,
KGi: “i” santralinin kapasitesini (MW),
SMBf,j: “f” dönemi için geçerli olmak üzere “j” kaynak türü için belirlenen sabit maliyet bileşenini (TL/MWh),
TMBf,j: “f” dönemi için geçerli olmak üzere “j” kaynak türü için belirlenen toplam maliyet bileşenini (TL/MWh),
PTFt,f,n: “t” teklif bölgesi için “f” döneminin “n” uzlaştırma dönemine ilişkin Gün Öncesi Piyasasında hesaplanan Piyasa Takas Fiyatını (TL/MWh)
ifade eder.
Kapasite ödemelerinin gerçekleştirilmesi
MADDE 9 – (1) Üretim tesislerine yapılacak kapasite ödemeleri ilgili fatura döneminin sonunu takip eden 15 gün içerisinde hesaplanarak ilgili lisans sahibi tüzel kişilere bildirilir (ve internet sayfasında duyurulur) ve 30 gün içerisinde gerçekleştirilir.
(2) Her bir fatura dönemi için belirlenmiş bütçenin ilgili dönemde kapasite mekanizmasından yararlanan tüm santraller için birinci fıkra uyarınca hesaplanan kapasite ödemelerinin toplamından küçük olması halinde, öncelikle yerli kaynaklara dayalı santrallerin kapasite ödemeleri yapılır; kalan tutar olması halinde, diğer santrallere ödenecek kapasite ödemesi aşağıdaki formüle göre hesaplanır.
KKÖd,f = (2)
Bu eşitlikte geçen;
d: “f” döneminde kapasite mekanizmasında yer alan, yerli olmayan kaynağa dayalı üretim yapan her bir üretim tesisini,
f: Kapasite mekanizması uygulamasının yapıldığı takvim yılındaki her bir fatura dönemi,
h: “f” döneminde kapasite mekanizmasında yer alan, yerli kaynağa dayalı üretim yapan üretim tesislerinin sayısını,
y: “f” döneminde kapasite mekanizmasında yer alan, yerli kaynağa dayalı üretim yapan her bir üretim tesisini,
z: “f” döneminde kapasite mekanizmasında yer alan, yerli olmayan kaynağa dayalı üretim yapan üretim tesislerinin sayısını,
KKÖd,f: Yerli olmayan kaynağa dayalı üretim yapan “d” üretim tesisinin “f” dönemi için alacağı kesinti uygulanmış kapasite ödemesini (TL),
Bf: “f” dönemine ait kapasite ödeme bütçesini,
KÖy,f: “y” üretim tesisinin “f” dönemi için hesaplanan kapasite ödemesini (TL),
KÖd,f: “d” üretim tesisinin “f” dönemi için hesaplanan kapasite ödemesini (TL)
ifade eder.
(3) Her bir fatura dönemi için belirlenmiş bütçenin ilgili dönemde kapasite mekanizmasından yararlanan yerli kaynaklara dayalı santrallerin kapasite ödemeleri toplamından küçük olması halinde; yerli olmayan kaynaklardan üretim yapan santrallere ilgili fatura dönemi için kapasite ödemesi yapılmaz, yerli kaynaklara dayalı santrallerin kapasite ödemeleri ise aşağıdaki formüle göre hesaplanır.
KKÖy,f = (3)
Bu eşitlikte geçen;
KKÖy,f: Yerli kaynaklara dayalı üretim yapan “y” üretim tesisinin “f” dönemi için alacağı kesinti uygulanmış kapasite ödemesini (TL)
ifade eder.
(4) Son dört çeyrekte ağırlıklı ortalama kapasite kullanım oranı yerli kaynaklara dayalı olanlarda %10’un, diğerlerinde %15’in altında olan santrallere ilgili dönem için herhangi bir kapasite ödemesi yapılmaz. Yeni işletmeye geçen santrallerde, ilgili santralin ilk ünitesinin işletmeye girmesinin üzerinden dört çeyrek geçinceye kadar bu fıkranın ilk cümlesindeki hüküm uygulanmaz; ilk dört çeyrek boyunca bu santraller kapasite kullanım oranına bakılmaksızın kapasite ödeme mekanizmasına dahil edilir.
(5) İthal kömür yakıtlı santrallerde, bir fatura dönemi içerisinde yerli kömür kullanılarak elektrik üretimi yapılması halinde, yerli kömür kullanılarak yapılan üretim miktarı oranında kapasite ödemesi yapılır.
Sabit ve değişken maliyet bileşenleri
MADDE 10- (1) Kapasite ödemelerinin hesaplanmasında dikkate alınan sabit maliyet bileşeni, değişken maliyet bileşeni ve öngörülen kapasite kullanım oranı her kaynak türü için ayrı ayrı olmak üzere Kurul tarafından belirlenir.
(2) Sabit maliyet bileşeninin hesaplanmasında ilgili kaynak türüne ait kapasite kullanım oranı, ilk yatırım maliyeti, döviz kuru, faiz oranı, kaldıraç oranı, kapasiteye bağlı iletim bedelleri ve işletmeye ilişkin sabit giderler gibi parametreler dikkate alınır. Bu parametreler her bir santral için ayrı ayrı alınmaz, ilgili kaynak türünü temsil eden verilerden hareketle belirlenir.
(3) Değişken maliyet bileşeni, ilgili kaynak türüne ait yakıt maliyetleri ve verimlilik oranı ile değişken nitelikteki iletim tarifeleri gibi parametrelerden hareketle belirlenir.
(4) Sabit maliyet bileşeni ve değişken maliyet bileşeninin belirlendiği Kurul Kararında bu bedellerin güncellenmesine ilişkin hükümlere de yer verilir. Sabit maliyet bileşeninin güncellenmesinde döviz kuru, enflasyon ve kapasiteye bağlı iletim bedelleri parametrelerinde meydana gelen değişimler dikkate alınır. Değişken maliyet bileşeninin güncellenmesinde ise enflasyon ve üretim miktarına bağlı iletim bedelleri ile varsa yakıt maliyeti parametrelerinde meydana gelen değişimler dikkate alınır. Güncelleme fatura dönemleri itibarıyla yapılır.
2018 yılında uygulanacak kapasite mekanizması
GEÇİCİ MADDE 1 - (1) 2018 yılında kapasite mekanizmasından yararlanacak tesislere ilişkin başvurular 31/1/2018 tarihine kadar Sistem İşletmecisine yapılır. Sistem İşletmecisi yapılan başvuruları değerlendirerek 2018 yılında kapasite mekanizmasından yararlanacak tesisleri en geç 15/2/2018 günü internet sitesinden duyurur ve Kuruma bildirir. Söz konusu tesisler 1/1/2018 tarihinden itibaren kapasite mekanizmasına dâhil edilir.
(2) 2018 yılında yapılacak kapasite ödemelerine esas yıllık bütçeye ve bütçenin yıl içerisindeki fatura dönemlerine dağılımına dair öneri, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi TEİAŞ tarafından 31/1/2018 tarihine kadar Kuruma sunulur.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Son Hükümler
Yürürlük
MADDE 11- (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 12 - (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_16bdc4fc67244.docx | 28/5/2014 Tarihli ve 29013 sayılı mükerrer Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ KISIM
Genel Esaslar
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik iletim sisteminin güvenilir ve düşük maliyetli olarak planlanması, işletilmesi ve sistem kararlılığının sağlanmasında uygulanacak standartlara ilişkin usul ve esasların belirlenmesi ile tüketicilere kaliteli ve yeterli elektrik enerjisi arz edilebilmesi için uygulanacak arz güvenilirliği ve kalitesi koşullarının belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Yönetmelik, TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcıları ve dağıtım sistemine bağlı olan ancak iletim sistemini etkileyen diğer kullanıcıların yükümlülüklerini, uymaları gereken tesis tasarım ve işletme kurallarını ve iletim sisteminin planlanması ve sistem güvenliğine ilişkin koşulların dikkate alınarak işletilmesi için uyulması gereken hususları kapsar.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Acil durum: Bu Yönetmelik, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,
b) Acil durum bildirimi: Acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara yükümlülükler getiren ve telefon, faks, paks, PYS gibi iletişim araçları kullanılarak MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen bildirimi,
c) Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile elektriksel bağlantısı olmayan, bağımsız çalışan alt sistemlerini,
ç) Ana bara: Fiderlerin kendi kesicisi ve ayırıcıları ile bağlı olduğu barayı,
d) Ana enterkonnekte sistem: Kullanıcı devreleri hariç olmak üzere, iletim sisteminin 400 kV ve 154 kV elemanlarını,
e) Anlık talep kontrolü: Sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilmesini,
f) Anlık talep kontrol rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda anlık talep kontrol hizmeti sağlamak amacıyla tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
g) Arz kapasitesi kaybı: Elektrik üretim ve iletim sisteminde, ortaya çıkan arz kapasitesindeki azalmayı,
ğ) Aşırı ikazlı çalışma: Sistem geriliminin belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının artırılmasını,
h) Ayırıcı: Yüksüz elektrik devrelerini açıp kapamak için kullanılan teçhizatı,
ı) Azami primer rezerv kapasitesi: 200 mHz’lik basamak frekans değişimi durumunda en geç 30 saniye içerisinde gerçekleştirilebilecek azami çıkış gücü değişimini,
i) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
j) Bağlantı noktası: Kullanıcıların bağlantı anlaşmaları uyarınca sisteme bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
k) Bağlantı talebi: Kullanıcının, tesis ve/veya teçhizatının iletim sistemindeki belli bir noktaya bağlanmasına ilişkin isteğini,
l) Bara: Aynı gerilimdeki elektrik enerjisinin toplandığı ve dağıtıldığı düzeneği,
m) Bara kuplajı: Aynı gerilim seviyesindeki farklı iki baranın yalnızca ayırıcı ya da kesicili tam bir fiderle ve gerektiğinde seri reaktör yardımı ile birbirine bağlanmasını,
n)
o) Besleme noktası: İletim ve/veya dağıtım sistemi üzerinde müşterilere elektrik enerjisi sağlanan noktayı,
ö) Blok: Kombine çevrim üretim tesisleri için, birlikte yük alabilen ve yük atabilen birden çok gaz türbini ve jeneratörü ile bunların beslediği buhar türbin ve jeneratörünü,
p) Bölgesel kapasite kiralama: Sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere, yeni üretim tesislerinin kapasitelerinin ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasitelerinin TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler vasıtasıyla kiralanmasını,
r) Bölgesel Yük Tevzi Merkezi (BYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin sınırları belirlenmiş bir bölgesinin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, işletme manevralarının koordinasyonunu MYTM ile koordineli olarak yapan/yaptıran kontrol merkezini,
s) Çaprazlama: İletim hattının faz empedanslarının dengelenebilmesi için iletkenlerin, hattın uzunluğunun yaklaşık 1/3 ve 2/3 oranındaki noktalarında birbirleri ile yer değiştirmesini,
ş) Çok devreli hatlar: Aynı gerilimli birden fazla hattın aynı direk üzerinde bulunduğu hatları,
t) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
u) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,
ü) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
v) Dağıtım sistem işletmecisi: Bağlı bulunduğu dağıtım bölgesi sınırları içerisinde dağıtım sisteminin işletiminden sorumlu dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
y) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
z) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden itibaren, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
aa) Dalgalı yük: Farklı genliklerde kesintili akım çeken ve şebeke geriliminin dalga şeklini bozan değişken empedanslı yükü,
bb) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,
cc) Dengeleme birimi: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan, dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
çç) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, 15 dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
dd) Dengeleme mekanizması: İkili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikte ve gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,
ee) Devre dışı olma: Tesis ve/veya teçhizatın bir parçasının bakım, onarım veya bir arıza nedeniyle otomatik veya elle devre dışı olmasını,
ff) Düşük frekans rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
gg) Düşük ikazlı çalışma: Sistem geriliminin bu Yönetmelikte belirlenen işletme değerlerinin üstüne çıkması durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının düşürülmesini,
ğğ) Ekip şefi veya sorumlusu: Teçhizat üzerinde yapılacak bir çalışmadan önce gerekli güvenlik önlemlerini alan veya aldırtan, teçhizat üzerinde yapılacak çalışmaları yürüten, çalışmaların bitiminde de bu önlemlerin kaldırılmasını sağlayan ve teçhizatın tekrar servise alınabileceğini ilgili birimlere bildiren personeli,
hh) Elektrik kesme: Tesis ve/veya teçhizatın elektriğinin kesici ve ayırıcılar yardımı ile her yönden kesilmesini,
ıı) Elektrik depolama tesisi: Elektrik enerjisini depolayabilen ve depolanan enerjiyi sisteme verebilen tesisi,
ii) Enerji iletim hattı (EİH): Yüksek Gerilim (YG) enerji iletiminde kullanılan havai hatlar ve/veya güç kablolarından oluşan tesisi,
jj) Enterkonneksiyon: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal elektrik sisteminin diğer bir ülkeye ait elektrik sistemine bağlanmasını,
kk) ENTSO-E :Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Birliğini,
ll) Faz dengesizliği: Elektrik sisteminde belli bir noktada faz gerilimleri arasındaki genlik ve faz açılarının birbirlerinden farklı olmasını,
mm) Fider: Bir merkez barasından kullanıcıya enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
nn) Fliker: Yükteki dalgalanmalar nedeniyle ortaya çıkan ve aydınlatma armatürlerinde kırpışmaya yol açarak rahatsızlık hissi yaratan 50 Hz altındaki gerilim salınımlarını,
oo) Fliker şiddeti: Fliker gerilim salınımlarının uluslararası standartlara göre tanımlanan ve bu standartlara göre ölçülen düzeyini,
öö) Frekans: Sistemdeki alternatif akımın Hertz olarak ifade edilen bir saniyedeki devir sayısını,
pp) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,
rr) Gerilim ani değişimleri: Bir anahtarlama işleminin ardından, geçici rejim şartları sönümlendikten sonra ve gerilim regülatörleri ve statik VAR kompansatörlerinin çalışmasını takiben, kademe ayarları ve diğer anahtarlama işlemleri yapılmadan önce gerilimde ortaya çıkan değişimi,
ss) Gerilim dalga şekli bozulması: Gerilimin sinüsoidal şeklinde meydana gelen bozulmayı,
şş) Gerilim regülatörü: Jeneratörlerin çıkış gerilimini ayarlayan teçhizatı,
tt) Güç faktörü: Aktif gücün görünen güce olan oranını,
uu) Güç kalitesi ölçüm periyodu: IEC 61000-4-30’da tanımlanan bir haftalık kesintisiz ölçüm zamanını,
üü) Güç sistemi dengeleyicileri: İkaz seviyesi, hız, frekans, güç veya bunların kombinasyonunu girdi değişkenleri olarak kullanıp, gerilim regülatörü yoluyla güç salınımlarını azaltacak şekilde senkron jeneratörü ve türbini kontrol eden teçhizatı,
vv) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve piyasa işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
yy) Güvenlik kuralları: İlgili tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışan kişilerin sistemin bakım, onarım ve işletilmesi esnasında ortaya çıkabilecek tehlikelerden korunabilmeleri için TEİAŞ veya kullanıcı tarafından düzenlenen kuralları,
zz) Harmonik: Doğrusal olmayan yükler veya gerilim dalga şekli ideal olmayan jeneratörlerden dolayı bozulmaya uğramış bir alternatif akım veya gerilimde ana bileşen frekansının tam katları frekanslarda oluşan sinüsoidal bileşenlerin her birini,
aaa) Harmonik gerilim değeri: Bozulmaya uğramış gerilim dalga şeklindeki harmonik bileşenlerin etkin değerini,
bbb) Harmonik içerik: Bozulmaya uğramış alternatif akım veya gerilim dalgasında harmoniklerin toplam etkisini ifade eden ve dalga şeklinin etkin değeri ile ana bileşenin etkin değeri arasındaki farka neden olan bozulmayı,
ccc) Harmonik sınırları: İletim ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesisi ve teçhizat üzerinde, uluslararası standartlarla belirlenmiş olan ve sistemdeki belirli noktalarda gerilim ve akım için izin verilen harmonik sınırlarını,
ççç) Hat: Elektrik enerjisi taşıyan iletkenlerden oluşan tesisleri,
ddd) Hız eğimi (Speed droop): Sistem frekansındaki sapma oranına göre ünite çıkış gücünün değişim oranını belirleyen, yüzde olarak ifade edilen hız regülatörü ayar değerini,
eee) Hız regülatörü: Türbin hızını ve/veya çıkış gücünü ayarlayan cihazı,
fff) Hız regülatörü blok şeması: Ünitenin hız regülatörünü oluşturan bileşenlerin ve kontrol birimlerinin matematiksel transfer fonksiyonlarını ve birbirleri ile girdi çıktı ilişkilerini gösteren şemayı,
ggg) Hız regülatörü kazanç değeri: Hız regülatörü çıkış sinyali değişiminin giriş hız hata sinyaline oranını,
ğğğ) Hız regülatörü ölü bandı: Hız regülatörünün frekans değişimine müdahalede bulunmadığı kararlı durum frekans aralığını,
hhh) Hız regülatörü zaman sabiti: Hız regülatörünün, girişteki ani bir değişime karşı tepkisini gösteren sabitini,
ııı) IEC: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunu,
iii) IEC standardı: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunun yayınladığı teknik spesifikasyon ve standartları,
jjj) İç ihtiyaç: Bir üretim tesisinin normal işletme koşullarında işletilebilmesi için gerekli tesis, teçhizat ve diğer unsurlarının toplam elektrik enerjisi tüketimini,
kkk) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
lll) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
mmm) İletim devresi: İletim sisteminin iki ya da daha fazla kesici arasında kalan bölümünü,
nnn) İletim ekipmanı: İletim sistemine ait devre, bara ve şalt teçhizatını,
ooo) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
ööö) İletim tesisi: Üretim ve/veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren, iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dahil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
ppp) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,
rrr) Jeneratör: Mekanik enerjiyi elektrik enerjisine dönüştüren elektromekanik ekipmanı,
sss) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
şşş) Kararlı durum: Geçici rejim şartları sönümlendikten sonra işletme değerlerinin sabit kabul edilebileceği sistem durumunu,
ttt) Kesici: Kısa devre dahil olmak üzere elektrik devrelerinde açma/kapama yapan teçhizatı,
uuu) Kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası işlemlerine göre bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve sistem işletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği ve gün içi piyasası işlemlerine göre güncellediği üretim ya da tüketim değerlerini,
üüü) Kısa devre gücü: Kısa devre edilen bir baradan ortaya çıkan en yüksek görünür gücü,
vvv) Kısa devre oranı: Bir ünitenin senkron reaktansının per unit değerini,
yyy) Kısa dönem elektrik enerjisi arz-talep projeksiyonu: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşların katılımıyla hazırlanan gelecek 1 yıllık üretim kapasitesi arz-talep projeksiyonunu,
zzz) Kısa dönem fliker şiddeti endeksi (Pst): 10 dakikalık periyotlarla ölçülen fliker şiddeti endeksini,
aaaa) Koruma ayarları: Koruma rölelerinin ayarlarını,
bbbb) Kullanıcı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri ve iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketicileri,
cccc) Kuplaj fideri: Aynı gerilimdeki iki ana barayı birbirine bağlayan teçhizatı,
çççç) Kuplaj kesicisi: İki ana baralı sistemlerde, baraları birbirine bağlayan/ayıran kesiciyi,
dddd) Kuranportör: Enerji iletim hatları üzerinden ses, koruma sinyalizasyonu ve bilgi iletişimi sağlayan radyo frekanslı alıcı-verici cihazı,
eeee) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ffff) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
gggg) Kutup kayması: Ünitede faz açı dengesinin bozulmasını,
ğğğğ) Küçük santral: Toplam kurulu gücü 10 MW ve altında olan üretim tesisini,
hhhh) Manevra: Sistemin çeşitli kısımlarını devreye almak veya çıkarmak için kesiciler ve ayırıcılar ile yapılan işlemleri,
ıııı) Manevra formu: BYTM’lerin yaptıracakları manevralarda, transformatör merkezi işletme teknisyenlerinin takip edecekleri manevra sırasını belirtmek amacıyla manevraya başlamadan önce BYTM tarafından doldurulan ve ilgili merkezlere iletilen formu,
iiii) Manevra şeması: Şalt sahasındaki devrelerin bağlantılarını, numaralandırma ve isimlendirme ile şematik olarak gösteren diyagramları,
jjjj) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı dengelenmesini sağlayan, Dengeleme Güç Piyasasını işleten, uluslararası enterkonneksiyon hatlarının işletilmesi ve bu hatlar üzerinden yapılan enerji alışverişlerinin koordinasyonundan sorumlu olan ve BYTM arasındaki koordinasyonu sağlayan kontrol merkezini,
kkkk) (N-1) kısıtlılık: İletim sisteminin herhangi bir ekipmanının veya birbirlerine bağımlı ekipman grubunun arıza nedeniyle devre dışı olması halini,
llll) (N-2) kısıtlılık: İletim sisteminin birbirinden bağımsız iki ekipmanının arızalar nedeniyle aynı anda devre dışı olması halini,
mmmm) Negatif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden negatif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
nnnn) Negatif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve ters yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
oooo) Nominal aktif güç: Sistemdeki bir elemanın nominal görünür gücünün nominal güç faktörü ile çarpılmasıyla elde edilen değeri (Watt),
öööö) Nominal görünür güç: Sistemdeki bir elemanın nominal gerilimde, sürekli olarak sağlayabileceği ve/veya dayanabileceği azami akım değeri ile nominal gerilimin çarpılmasıyla elde edilen değeri (Volt Amper),
pppp) Normal işletme koşulu: Gerilim, frekans ve hat akışlarının belirlenen sınırlar içinde olduğu, yük taleplerinin karşılandığı, yan hizmetlerin sağlandığı ve sistemin kararlı bir şekilde çalıştığı işletme koşulunu,
rrrr) Orta gerilim (OG) fideri: Bir merkez barasından müşteri veya müşteriler grubuna enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
ssss) Ortak bağlantı noktası: Birden fazla kullanıcının elektriksel olarak iletim sistemine bağlı olduğu veya bağlı olması muhtemel ortak noktayı,
şşşş) Otomatik üretim kontrolü: Üretim veya talepteki bir değişime karşı sekonder frekans kontrolü sağlamak için üretim tesislerinin hız regülatörlerine gerekli sinyalleri gönderen ve jeneratörlerin aktif güç çıkışlarını ayarlayan MYTM’deki kontrol sistemi donanım ve yazılımı,
tttt) Otomatik üretim kontrol (AGC) programı: MYTM’de bulunan ve kontrolü altındaki üretim tesislerinin sekonder frekans kontrolüne katılmasının sağlanması amacıyla otomatik olarak hesap ettiği aktif güç hedef üretim değerlerini (set-point) SCADA sistemi üzerinden ilgili üretim tesislerine gönderen programı,
uuuu) Otomatik üretim kontrol (AGC) sistemi/arabirimi: Sekonder frekans kontrolüne katılacak üretim tesislerinde bulunan ve MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyaller vasıtasıyla ilgili üretim tesisinin sekonder frekans kontrolüne katılmasını sağlayan sistemi/arabirimi,
üüüü) Oturan sistemin toparlanması: İletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri vasıtasıyla iletim sisteminin enerjilendirilmesi, müşterilere elektrik enerjisi verilmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınması,
vvvv) Performans testleri: Üretim ve tüketim tesislerinin yan hizmet sağlama kapasitelerinin tespiti amacıyla uygulanan testleri,
yyyy) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
zzzz) Piyasa katılımcısı: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri,
aaaaa) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
bbbbb) Pozitif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden pozitif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
ccccc) Pozitif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve doğru yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
ççççç) Primer frekans kontrolü: Sistem frekansının düşmesine veya yükselmesine tepki olarak ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik artırılması veya düşürülmesi yoluyla sistem frekansının yeni bir denge noktasına getirilmesini,
ddddd) Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi: Primer frekans kontrol performans testleri neticesinde belirlenen ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmalarında yer alan, ilgili üretim tesisi tarafından etkinleştirilmesi gereken rezerv miktarının tamamını,
eeeee) Primer frekans kontrol rezerv miktarı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından bildirilen ve üretim tesislerinin sistem frekansında meydana gelen sapmalar doğrultusunda, primer frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
fffff) Primer frekans kontrol tepkisi: Sistem frekansının yükselmesi veya düşmesi durumunda primer frekans kontrol hizmeti kapsamında ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik olarak artırılması veya azaltılmasını,
ggggg) Reaktif güç kontrolü: Ünitelerin jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesini,
ğğğğğ) Reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
hhhhh) Sekonder frekans kontrolü: Bu kontrole katılan üretim tesislerinin aktif güç çıkışının, MYTM’den otomatik olarak gönderilen sinyaller ile artırılarak veya düşürülerek sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesini,
ııııı) Sekonder frekans kontrol rezerv miktarı: Bir üretim tesisinin primer frekans kontrol rezerv miktarı olarak ayırdığı kapasite hariç olmak üzere KGÜP’ü ile emreamade kapasitesi arasında kalan kapasite vasıtasıyla ve/veya sistem işletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile oluşturulan ve sistem işletmecisi tarafından belirlenerek sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim lisansı sahibi tüzel kişilere bildirilen, üretim tesislerinin sekonder frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
iiiii) Senkron kompanzasyon: Sistemdeki güç faktörünü istenilen seviyede tutmak için çalışır durumda olan senkron makinaların ikaz akımlarını ayarlayarak reaktif güç üretilmesi veya tüketilmesini,
jjjjj) Senkronize olma: Gerekli şartlar sağlanarak, bir ünitenin iletim sistemine bağlanması veya iletim sistemindeki iki ayrı sistemin birbirine bağlanmasını,
kkkkk) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğine haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
lllll) Seri kapasitör: Seri bağlı bulunduğu hatta, empedansı düşürerek sistem stabilitesini artırmak için kullanılan kapasitör grubunu,
mmmmm) Seri reaktör: Bağlı bulunduğu fiderde, akımı sınırlandırmak için kullanılan sargıyı,
nnnnn) Sıfır bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden sıfır faz sırasına sahip olan ve birbirine eşit üç vektörden her birini,
ooooo) Sıfır bileşen reaktansı: Faz-toprak ve faz-faz-toprak arıza akımlarının bulunması için hesaplanan ve sıfır faz sıra akımları için geçerli olan empedans değerlerini,
ööööö) Sıfır faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan birbirlerine eşit üç vektörü,
ppppp) Simüle frekans: Frekans kontrol performans testlerinin gerçekleştirilmesi amacıyla, ölçülen hız veya frekans bilgisine benzetimi yapılarak, hız regülatörüne uygulanan hız ya da frekans sinyalini,
rrrrr) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,
sssss) Sistem işletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
şşşşş) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
ttttt) Sistemin oturması: Elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı enerjisiz kalmasını,
uuuuu) Sub-senkron rezonans: Sistem ile türbin-jeneratör grubunun mekanik şaftı arasında meydana gelen, sistemin tabii frekansları ile nominal sistem frekansının altındaki salınımları,
üüüüü) Sub-senkron rezonans koruması: Jeneratörlerin sub-senkron rezonansa karşı korumasını sağlayan sistemi,
vvvvv) Şalt sahası: Elektrik bağlantı elemanlarının ve ekipmanlarının bulunduğu sahayı,
yyyyy) Şönt kapasitör: Reaktif güç üreten, sisteme paralel bağlı kondansatör grubunu,
zzzzz) Şönt reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
aaaaaa) Talep: Tüketilecek aktif ve reaktif güç miktarını,
bbbbbb) Talep profili: Belirli bir zaman aralığında, sistemin toplam talebindeki veya belirli bir noktasındaki talep değişimini gösteren eğriyi,
cccccc) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,
çççççç) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyat, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
dddddd) Tasarlanmış asgari çıkış seviyesi: Sistem frekansının 50.2 Hz üzerinde olması ve ünite veya bloğun, frekans kontrolü kapasitesinin kalmaması durumunda aktif çıkış gücünü,
eeeeee) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
ffffff) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
gggggg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ğğğğğğ) Tek hat şeması: Şebekenin belli bir kısmındaki bara, iletken, güç transformatörü ve kompanzasyon teçhizatı gibi elemanların bağlantısını gösteren tek faz diyagramını,
hhhhhh) Termik kapasite: Belirli koşullar altında bir devre üzerinden akmasına izin verilen güç miktarını,
ıııııı) Tersiyer frekans kontrolü: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı hükümleri uyarınca dengeleme güç piyasası kapsamında, dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimini belirten yük alma, yük atma talimatları ile işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi kapsamında dengeleme birimlerinin aktif güç çıkışlarını artırmaları ya da azaltmalarını,
iiiiii) Tersiyer kontrol rezerv miktarı: Dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimi ile sağlayacakları rezerv miktarını,
jjjjjj) Tersiyer frekans kontrolü rezerv yedeği: İşletme yedeklerinin ihtiyaç duyulduğunda dengeleme güç piyasası vasıtasıyla manuel olarak servise alınan ve sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
kkkkkk) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,
llllll) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
mmmmmm) Toparlanma yeteneği: Sistem oturması durumunda bir üretim tesisinin TEİAŞ’ın talimatı doğrultusunda, harici besleme olmaksızın kendi imkanları ile devreye girmesini ve sistemin bir bölümünü enerjilendirebilmesini,
nnnnnn) Toplam Harmonik Bozulma (THBv): Gerilim harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, ana bileşenin etkin değerine oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
oooooo) Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
öööööö) Topraklama: Gerilimsiz hale getirilmiş teçhizatın, toprak ayırıcısını kapatarak veya topraklama donanımı kullanılarak toprakla irtibatlandırılmasını,
pppppp) Toprak arıza faktörü: Bir faz veya iki faz toprak arızalarında sağlam fazın arıza sonrası ve öncesi gerilimlerinin birbirlerine oranını,
rrrrrr) Toptan satış: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin tekrar satış için satışını,
ssssss) Transfer bara: Teçhizatın transfer kesicisi ve/veya ayırıcısı ile bağlı olduğu barayı,
şşşşşş) Transfer fideri : Bir fiderin yerine geçebilen teçhizatı,
tttttt) Transfer kesicisi: Bir fiderin kendi kesicisi yerine geçebilen ve ana barayı transfer baraya bağlayan kesiciyi,
uuuuuu) Transfer-kuplaj fideri: Transfer ya da kuplaj olarak kullanılabilen teçhizatı,
üüüüüü) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
vvvvvv) Türkiye elektrik enerjisi talep projeksiyonu: İki yıllık periyotlarda, Kalkınma Bakanlığı ve Kurum görüşleri de alınmak suretiyle Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan ve yayımlanan yirmi yıllık talep tahmini raporunu,
yyyyyy) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
zzzzzz) Uluslararası standartlar: Elektrik sistemi tesis ve/veya teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarını,
aaaaaaa) Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu çalışmasını ve kaynak potansiyelini esas alarak TEİAŞ tarafından hazırlanan 20 yıllık üretim gelişim planını,
bbbbbbb) Uzun dönem fliker şiddeti endeksi (Plt): İki saatlik zaman aralığı boyunca ölçülen (12 ardışık ölçüm) Pst değerleri kullanılarak hesaplanan fliker şiddeti endeksini,
ccccccc) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralları için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
ççççççç) Ünite yük kontrolörü: Ünite yüklenmesini kontrol eden, hız regülatörü içindeki kontrol devresini,
ddddddd) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
eeeeeee) Üretim kapasite projeksiyonu: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından sonuçlandırılan ve Kurulca onaylanan talep tahminlerinin esas alınarak TEİAŞ tarafından, gelecek 5 yıl içinde işletmeye girmesi beklenen yıllık kapasite artışına göre hazırlanan üretim-tüketim denge analizi raporunu,
fffffff) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışı ile iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
ggggggg) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
ğğğğğğğ) Yan hizmetler: 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca iletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
hhhhhhh) Yan hizmet anlaşmaları: İletim ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri, dağıtım şirketleri veya tüketiciler tarafından bu Yönetmelik uyarınca TEİAŞ’a; dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri veya tüketiciler tarafından 2/1/2014 tarihli ve 28870 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği uyarınca ilgili dağıtım lisansı sahibine sağlanacak ve yan hizmet bedellerini, koşullarını ve hükümlerini belirleyen anlaşmaları,
ııııııı) Yan hizmet sertifikaları: Yetkilendirilmiş bağımsız firmalar tarafından verilen ve yan hizmet sağlayan tesislerin Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak hizmet verebileceklerini belgeleyen dokümanları,
iiiiiii) Yıllık yük faktörü: Bir üretim ünitesinin veya üretim tesisinin yıllık fiili enerji üretiminin, bu üretim ünitesinin veya üretim tesisinin üretebileceği yıllık azami enerji üretimine yüzde olarak ifade edilen oranını,
jjjjjjj) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,
kkkkkkk) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
lllllll) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
mmmmmmm) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,
nnnnnnn) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
ooooooo) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
ööööööö) Yüklenme eğrisi: Bir ünitenin aktif ve reaktif olarak yüklenebilme kapasitesini gösteren grafiği,
ppppppp) Yüklenme hızı: Üretim tesisinin birim zamanda gerçekleştirebileceği çıkış gücü değişimini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ KISIM
İletim Sisteminin Planlama,Tasarım ve Performansı
BİRİNCİ BÖLÜM
İletim Sisteminin Planlama ve Tasarım Esasları
İletim sisteminin planlama esasları
MADDE 5- (1) TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta ve lisansında yer alan usul ve esaslara göre planlar ve geliştirir.
(2) İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, santralların azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki (N-1) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
(3) İletim sistemindeki (N-2) kısıtlılık hallerinde, sistemin oturmasını önlemek amacıyla üretim veya tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi yöntemlerine başvurulabilir.
(4) Nükleer santralların sisteme bağlantı noktalarında (N-2) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
(5) İletim sisteminin nominal gerilimleri; 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. İletim sistemi; arıza öncesi planlama gerilim sınırları 400 kV için 370 kV ile 420 kV, 154 kV için 146 kV ile 162 kV ve 66 kV için 62 kV ile 70 kV arasındadır. İletim kısıtlarının olduğu bölgelerde 154 kV’lik sistem için bu limitlerin 140 kV ile 170 kV olduğu kabul edilir.
(6) İletim sistemi, ilgili planlama yılı için, sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir yüklenme durumunda, gerilimler bu maddenin beşinci fıkrasındaki limitler içerisinde kalacak şekilde planlanır.
(7) İletim sistemindeki indirici güç transformatörleri için, Ek-1’de belirtilen karakteristikler kullanılır.
İletim sisteminin tasarım esasları
MADDE 6- (1) Bir transformatör merkezine bağlanacak 400 kV hat fiderlerin sayısı en fazla yedi, 154 kV hat fiderlerin sayısı en fazla on adet olarak tasarlanır. Ancak, kısa devre arıza akım seviyelerinin limitler dahilinde kalması, ekonomik durum ve sistem güvenliği dikkate alınarak daha fazla fiderin bağlantısı yapılabilir.
İletim sistemi; hidroelektrik ve termik üniteler eş zamanlı olarak maksimum üretimle çalışırken, (N-1) kısıtlılık durumunda iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır. Bu maksatla, toplam çıkış gücü 1500 MW’tan az olan üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, bir iletim devresinin kaybı veya (N-1) kısıtlılık durumunda hiçbir üretim kaybı olmayacak ve üretimin tamamı sisteme aktarılabilecek şekilde; toplam çıkış gücü 1500 MW’tan fazla olan üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu ise iki iletim devresinin kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda bile üretiminin en az %80’ini sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.Nükleer santrallar için ise (N-2) kısıtlılık durumunda da iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır. Bu maksatla; nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, kurulu gücüne bakılmaksızın iki iletim devresinin kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda üretimin tamamını sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.
İletim sistemi, birbiriyle ilişkili iki iletim hattının kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda ortaya çıkacak üretim kaybı 1200 MW’ı aşmayacak şekilde tasarlanır.
İletim sisteminin bir iletim devresi veya barası bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarlanır.
400/154 kV transformatör merkezlerinin 400 kV ve 154 kV kısımları, iki ana ve bir transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır. Ancak, zorunlu hallerde tek kesicili transfer-kuplaj fiderli olarak tasarlanabilir. Transformatör merkezinin gaz izoleli olması durumunda, 400kV ve 154kV tarafı iki ana baralı ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
400 kV transformatör merkezlerinin 400 kV kısmı iki ana ve bir transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli, tek kesicili transfer-kuplaj fiderli veya bir-buçuk kesicili olarak tasarlanır. Transformatör merkezinin gaz izoleli olması durumunda, iki ana baralı ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
400 /154 kV transformatör merkezleri; 4x250 MVA veya 6x250 MVA, özel durumlarda ise 8x250 MVA transformatör düzeninde tasarlanır. Ancak transformatör merkezinin 6x250 MVA veya 8x250MVA olması durumunda 400 kV şalt parçalı iki ana bara ve transfer baralı olarak tasarlanır.
400/33 kV transformatör merkezleri; 2x125 veya 4x125 MVA olarak tasarlanır.
154 kV transformatör merkezleri, sistemin bölgesel ada veya katlı şebeke şeklinde işletilmesine imkan verecek şekilde iki ana bara düzeninde kuplaj fiderli olarak, ada besleme gerekliliğinin bulunmadığı durumlarda ise 154 kV transformatör merkezlerinin 154 kV kısmı ana+transfer bara veya iki ana baraya dönüştürülebilir ana+transfer bara düzeninde transfer fiderli olarak tasarlanır. Fiziki imkanlar ve sistem ihtiyaçları dahilinde, iki ana baralı merkezler transfer baralı tesis edilebilir.
Uluslararası asenkron paralel bağlantı durumunda AC/DC/AC çevirici merkezleri tesis edilir.
154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan yeni transformatör merkezleri 2x100 MVA, 3x100 MVA, 4x100 MVA şeklinde tasarlanır. Yeni transformatör merkezlerinde tasarım 100 MVA kurulu gücünde transformatöre göre yapılmakla birlikte fiili yüklere göre daha küçük kurulu güçte transformatörler kullanılabilir. Transformatörlerin fiili yükleri, kurulu gücünün %70’ine ulaştığı takdirde, kapasite artırımı planlanır. 100 MVA transformatörlerin kullanıldığı merkezler için transformatör başına 33 kV hat fiderlerinin sayısı, bir tanesi kapasitör, reaktör ve benzeri teçhizat için kullanılmak üzere, 8+1 olarak tasarlanır. Ark ocağı tesisleri; fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimini sınırlamak amacıyla, tesis edileceği yere ve gücüne bağlı olarak, uygun gerilim seviyesinden bağlanır. Sürekli işletmede kalacak, uzaktan erişimli, veri kaydetme özelliğine sahip, mühürlenebilir tipte ölçüm sistemi ile fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimleri ölçülür.
Direkt transformasyonun gerekli olduğu hallerde, 400 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan transformatörler 400/33 kV ve 125 MVA olarak tasarlanır. Transformatörün sekonderinin üçgen bağlı olması durumunda bu transformatörler topraklama transformatörü kullanılarak topraklanır.
Dağıtım sistem işletmecilerinin yeni transformatör merkezi taleplerinde talep edilen gücün 20 MW’dan daha fazla ve TEİAŞ tarafından 500/d formülü uyarınca hesaplanan gücün üzerinde olması halinde yeni transformatör merkezi tesis edilir. 500/d formülünde yer alan d parametresi, yeni transformatör merkezi talep edilen nokta ile bağlantı yapılacak en yakın mevcut TEİAŞ transformatör merkezi arasındaki kuş uçuşu mesafenin kilometre olarak belirlenen değerinin 1,2 katı olarak hesaplanır.
Tek faz alternatif akım ile beslenen yükler ve üç faz dalgalı yükler, sistemin kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olduğu noktalarına bağlanır. Tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için farklı faz çiftleri arasına bağlanır. Sistem kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olmadığı noktalarda tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için sisteme üç faz olarak bağlanır.
İletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akımına dayanma kapasitesi 400 kV için 63 kA, 154 kV için 31,5 kA’dir. 33 kV gerilim seviyesinde de kısa devre arıza akımları 16 kA ile sınırlandırılır. Orta gerilimden sadece üretim tesislerinin bağlı olduğu 400/33 kV merkezlerde 33 kV gerilim seviyesinde kısa devre arıza akımı 25 kA ile sınırlandırılır.
400 kV ve 154 kV sistem tasarımlarında topraklamaya ilişkin olarak;
a) 400 kV ve 154 kV sistemlerde TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe, toprak arıza faktörü 1,4 olarak kabul edilir.
b) İletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama sisteminin gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir.
c) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır. Topraklama bağlantıları, TEİAŞ’ın onayladığı bağlantı sistemi ile yapılır.
ç) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
d) 400/154 kV yıldız-yıldız bağlı ototransformatörlerin primer ve sekonder sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır ve nötr noktaları şalt merkezinin topraklama şebekesine bağlanır. 400 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–üçgen transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısı ise topraklama transformatörü üzerinden topraklanır. 154 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–yıldız tersiyersiz transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısının nötr noktası ise nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
e) 154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan bir transformatörün sekonder sargısının nötr noktası 1000 A’lik direnç veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
f) Bu fıkrada düzenlenmeyen hususlarda 21/8/2001 tarihli ve 24500 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Tesislerinde Topraklamalar Yönetmeliği hükümleri uygulanır.
400 kV uzun iletim hatlarında gerektiğinde hattın endüktif reaktansını düşürmek için seri kapasitörler kullanılır.
Sistemde şönt kompanzasyon, şönt reaktörler ve şönt kapasitörlerle yapılır. Şönt reaktörler 400 kV seviyesinde hem hatta hem de baraya, havai hat olmaması durumunda ise baraya bağlanabilecek şekilde tasarlanır. 154 kV seviyesinde baraya bağlanabilecek şekilde ve 400/158 kV ototransformatörlerin tersiyer sargılarına bağlanabilecek şekilde tasarlanır. Şönt kapasitörler ise 154 kV transformatör merkezlerinin primer veya sekonder tarafındaki baralara tesis edilir. 400 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri 420 kV gerilim seviyesinde 72 MVAr, 97 MVAr, 121 MVAr, 145 MVAr, 183 MVAr ve 160-250 MVAr’dır.154 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri ise 5 MVAr, 10 MVAr ve 20 MVAr’dır. Şönt reaktörler 420 kV ve 170 kV sistem gerilimlerinde sürekli çalışabilecek şekilde tasarlanır. Şönt reaktörler, ayarlı olarak da tesis edilebilir.154 kV transformatör merkezlerindeki 154 kV şönt reaktörler ve kapasitörler transformatör merkezinin kısa devre gücü ve harmonik rezonans riskleri hesaplanarak tesis edilir. 154 kV transformatör merkezlerindeki 25 MVA, 50 MVA, 100 MVA ve transformatörlerin sekonder tarafındaki baraya gerilim regülasyonu amacıyla 5 MVAr, 10 MVAr ve 2x10 MVAr gücünde şönt kapasitör grupları ve dinamik kompanzasyon sistemleri veya uygun güçte reaktörler tesis edilir. Şönt kapasitörler, transformatör kapasitesinin %20’sini geçmeyecek şekilde ve gerektiğinde ayrı fiderlere bağlı iki kapasitör grubu şeklinde tesis edilir. Şönt reaktörler ve kapasitörler, bağlantı noktalarına kesici ve ayırıcı üzerinden bağlanır.
İletim hatlarının güzergahlarının ve transformatör merkezlerinin yerlerinin seçiminde, teknik, ekonomik, sosyal ve çevrenin korunmasına yönelik hususlar ile ilgili mevzuat dikkate alınır. İletim sistemi master planlarının ilgili belediyelerin imar planlarında dikkate alınması için TEİAŞ tarafından gerekli girişimler yapılır. Bu imar planlarına bağlı kalınıp kalınmadığı takip edilir ve iletim hatlarının kamulaştırma işlemleri en kısa sürede sonuçlandırılır. İmar alanı dışında kalan yerler için ise ilgili mercilerden izin alınması için gerekli girişimler TEİAŞ tarafından yapılır. Nüfusun yoğun olduğu yerleşim merkezlerinde ve sanayi bölgelerinde şartlar göz önünde bulundurularak, düşük kapasiteli iletim hatları aynı güzergah üzerinde yüksek kapasiteli çok devreli iletim hatları ile yenilenir. Transformatör merkezleri, elektrik sistemi tesis ve teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarına uygun olarak uzaktan insansız çalıştırılabilecek şekilde gerekli altyapı ile tasarımlanır ve tesis edilir.
Uzunluğu 120 km’nin üzerindeki 400 kV hatlar için Ek-2’de gösterilen şekilde hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır. 45 km’nin üzerindeki 154 kV hatlar için ise hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır.
400 kV iletim hatları, standart 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) kesitli, her bir fazda üç veya çoklu demet halinde çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler kullanılarak tesis edilir. Uygun iklim ve hat profili/mekanik yüklenme şartlarına göre tasarlanan standart tek veya çok devre direkler üzerinde yukarıda tanımlanan iletken karakteristikli 400 kV hatlar kullanılır.
İstisnai veya aşırı buz yükünün olabileceği bölgelerde ilave emniyet gerektiren durumlar için özel tasarlanmış direkler üzerine, her demetteki üç veya çoklu iletken yerine, akım taşıma kapasitesi bunlara eşdeğer olacak özelliklere sahip iletken tesis edilebilir.
Havai hatlar için güzergah temin edilemeyen yoğun yerleşim bölgelerinde 400 kV en az 2000 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
400 kV ve 154 kV denizaltı kablo bağlantıları, en az 1600 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli olarak tesis edilir.
400 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları Ek-3’te düzenlenmiştir.
154 kV iletim hatları, standart 795 MCM Drake (468 mm2 ), 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) olan çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler tek, çift veya çok devreli direkler kullanılarak tesis edilir. 154 kV hatlarda genellikle her fazda bir iletken bulunur. Çok yüksek talep bölgelerinde iletim hatlarının taşıma kapasitesini arttırmak için 154 kV çoklu demet iletkenli çok devreli hatlar tesis edilir.
Havai hatların güzergahının temin edilemediği yoğun yerleşim bölgelerinde standart olarak 154 kV, 1000 mm2 veya 1600 mm2 kesitli XLPE bakır veya eşdeğer alüminyum iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
154 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları ile yer altı güç kablolarının tipleri ve kapasiteleri Ek-3’te düzenlenmiştir.
İletim hattını yıldırımdan korumak için faz iletkenlerine ilave olarak direklerin tepe noktalarına galvenize çelik toprak teli tesis edilir. Genel olarak, 400 kV ve 154 kV standart direklerde hatları yıldırım darbelerinden korumak için direk tasarımına bağlı olarak bir veya birden çok toprak teli kullanılır. Standart olarak, 400 kV ve 154 kV hatlarda sırasıyla 96 mm2 ve 70 mm2 koruma iletkenleri kullanılır.
Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik toprak tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre TEİAŞ tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik Şartnamesine uygun optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
İletim hatlarının faz iletkenleri için uygun izolasyon seviyelerini sağlamak amacıyla zincir tipi porselen, cam veya kompozit silikon izolatörler kullanılır.
Transformatör merkezleri sistem tasarımında kullanılan 400 kV ve 154 kV ortam koşulları ve sistem bilgileri Ek-4’te düzenlenmiştir. Anahtarlama aşırı gerilimlerinin sınırlandırılması amacıyla parafudr kullanıldığı durumlarda, bu uygulamaların teknik karakteristikleri ile ilgili olarak TEİAŞ ve kullanıcı arasında karşılıklı bilgi alışverişi yapılır. Planlanan sistemin bütünlüğünün ve tasarım uyumluluğunun sağlanması için her uygulamanın ayrıntıları üzerinde mutabakata varılır. Transformatör merkezleri şalt tesislerinin tasarımı Ek-5’te yer alan örnek tek hat şemalarına ve TEİAŞ’ın tip teknik şartnamelerine göre yapılır.
İKİNCİ BÖLÜM
İletim Sisteminin Performans, Tesis ve Teçhizatına İlişkin Teknik Kriterler
Sistem frekansı ve değişimi
MADDE 7- (1) Sistemin 50 Hertz (Hz) olan nominal frekansı, TEİAŞ tarafından 49,8-50,2 Hz aralığında kontrol edilir.
Sistem gerilimleri ve değişim sınırları
MADDE 8- (1) İletim sisteminin nominal gerilimleri 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. Normal işletme koşullarında; 400 kV’lik iletim sistemi 340 kV ile 420 kV, 154 kV’lik iletim sistemi ise 140 kV ile 170 kV arasında çalıştırılır. 66 kV ve altındaki iletim sistemi için gerilim değişimi %10’dur.
(2) İletim sistemi içindeki dağıtım seviyesi ve iç ihtiyaçlar için gerilim seviyeleri 34,5 kV, 33 kV, 31,5 kV, 15,8 kV, 10,5 kV ve 6,3 kV’dir.
(3) 400 kV ve 154 kV sistemler, Ek-6’da yer alan gerilim sınır değerlerine göre planlanır ve işletilir. İşletme gerilim sınırları, arıza sonrası ünite ana güç transformatörünün kademe ayarları değiştirilmeden veya şönt kompanzasyon anahtarlaması yapılmadan önceki değerler olarak uygulanır.
(4) Sistem arızalarında; 400 kV’lik iletim sisteminin bazı bölümlerinin, aşırı gerilim korumasını harekete geçirecek gerilim üst sınırı olarak belirlenen 450 kV’ye kadar aşırı gerilime maruz kalmasına izin verilebilir.
İletim sistemi gerilim dalga şekli kalitesi
MADDE 9- (1) İletim sistemine bağlanacak tesis, teçhizat ve bağlantı elemanları, Ek-7’de gerilim seviyesine göre verilen Tablo 1, Tablo 2 ve Tablo 3’te belirtilen gerilim harmonik planlama sınır değerlerine uygun olarak tasarlanır. Tablolarda sunulan değerler her bir gerilim harmoniğinin ana bileşene göre oransal değerini ifade eder.
(2) İletim sistemindeki ortak bağlantı noktalarında güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra 3 saniye çözünürlükle ölçülen her bir gerilim harmoniği etkin değerinin 10’ar dakikalık ortalamalarının en az %95’i, Ek-7’de verilen Tablo 4, Tablo 5 ve Tablo 6’da verilen değerlerden küçük veya bu değerlere eşit olmak zorundadır.
(3) Normal işletme koşullarında, iletim sistemindeki bir bağlantı noktasında bir tesis ve/veya teçhizatın devre dışı olması durumunda ölçülen toplam harmonik bozulma, güç kalitesi ölçüm periyodunun %5’inden uzun bir süre için;
400 kV’de, 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 4’deki üst sınırlar geçilmeksizin % 3,5 ’luk toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesindeki 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 5’deki üst sınırlar geçilmeksizin %5’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesi altında 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 6’daki üst sınırlar geçilmeksizin %8’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
geçemez.
(4) Toplam harmonik bozulma aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
Uh: h numaralı gerilim harmoniğinin etkin değerini,
U1: Gerilim ana bileşeni etkin değerini,
ifade eder.
(6) TEİAŞ, istisnai durumlarda toplam harmonik bozulma için üçüncü fıkranın (a), (b) ve (c) bentlerinde belirtilen sınırları geçen kısa süreli artışlara izin verebilir.
(7) İletim sistemine bağlı kullanıcılar, ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(8) Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, gerilim harmoniği sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Gerilim ani değişimleri
MADDE 10- (1) Anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri, nominal sistem geriliminin ±%3’ünü geçemez.
(2) Şönt kompanzasyon anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri ise nominal sistem geriliminin ±%5’ini geçemez.
Gerilim salınımları ve fliker
MADDE 11- (1) İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların dalgalı yüklerinden kaynaklanan, ortak bağlantı noktasındaki gerilim salınımları ile ilgili olarak;
1 saat içinde 10 seferden az olmak kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri gerilim seviyesinin %1’ini geçemez. 1 saat içinde 3 seferden az olmak kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri durumunda veya iletim sistemini veya iletim sistemine bağlı başka bir kullanıcıyı risk altına almadığı sürece, istisnai durumlarda TEİAŞ tarafından gerilim seviyesinin %3’üne kadar gerilim değişimine izin verilebilir. 1 saat içinde 10 seferden fazla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri fliker olarak değerlendirilir.
İletim sistemi kısa dönem (Pst) ve uzun dönem (Plt) planlama fliker sınır değerleri Ek-7’de verilen Tablo 7’de sunulmuştur. Uzun dönem fliker şiddeti kısa dönem fliker değerleri kullanılarak aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır.
Güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra kısa dönem fliker değerlerinin, en az %95’i Tablo 7’de verilen değerlerden veya %99’u bu değerlerin 1,5 katından küçük ya da 1,5 katına eşit olmak zorundadır.
c) Ek-7’deki tabloda yer alan sınırların altında flikere yol açan dalgalı yüklerin iletim sistemine bağlanmasına ilişkin olarak TEİAŞ tarafından yapıladeğerlendirmede, mevcut ve muhtemel kullanıcıların fliker değerleri ile ilgili tesis ve/veya teçhizatın yerleri dikkate alınır.
(2) İletim sistemine bağlı kullanıcılar ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında fliker sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(3) Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, fliker sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Faz dengesizliği
MADDE 12- (1) İletim sistemine bağlı tesis ve/veya teçhizat ile şalt sahalarındaki kısımlarının, faz dengesizliğinden dolayı ortaya çıkacak dalga şekli bozulmalarına dayanacak şekilde tasarımlanmış olması zorunludur.
(2) Normal işletme koşullarında; iletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı olması durumunda, güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca 3 saniye çözünürlükle ölçülen şebeke temel frekansındaki gerilim negatif bileşeni etkin değerlerinin 10’ar dakikalık ortalamalarının en az %95’inin şebeke temel frekansındaki gerilim pozitif bileşenlere oranı 400 kV gerilim seviyesinde %1’i; 154 kV seviyesinde %1,5 ve 154kV altı gerilim seviyelerinde %2 oranını aşmamalıdır. TEİAŞ’ın onayı ile bu oran tek fazlı veya iki fazlı yüklerin beslendiği noktalarda 400 kV gerilim seviyesinde %1,4’e, 154 kV seviyesinde %2’ye kadar çıkabilir.
(3) İletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı edilmeleri ile ortaya çıkan faz dengesizliklerine; toplam harmonik bozulma seviyesinin bağlı oldukları gerilim seviyesi için tanımlanan uyumluluk sınır değerlerini geçmemesi, sık olmaması ve kısa süreli olması kaydı ile TEİAŞ’ın onayı ile izin verilebilir. Bu husus taraflar arasındaki bağlantı anlaşmasında yer alır.
Akım harmonikleri
MADDE 13- (1) İletim sistemi kullanıcıları, Ek-8’de verilen tablodaki akım harmonikleri sınır değerlerine uymakla yükümlüdür. Tabloda sunulan değerler ortak bağlantı noktasındaki her bir akım harmoniğinin etkin değerinin maksimum yük akımının ana bileşeninin etkin değerine oransal değerini ifade eder. Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(2) Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, akım harmonikleri sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Reaktif enerjinin kompanzasyonu
MADDE 14- (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından; aylık olarak sistemden çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde yirmiyi, aylık olarak sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı ise yüzde onbeşi geçemez.
(2) Birinci fıkranın uygulanmasında aşağıda yer alan esaslar dikkate alınır:
a) TEİAŞ transformatör merkezlerinde 36 kV ve altı gerilim seviyesinden bağlı kullanıcılar için; aynı baradan birden fazla kullanıcının beslenmesi durumunda, kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu kullanıcının o barada ölçülen aktif/reaktif enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. Ancak, bir transformatör merkezinde aynı kullanıcının bağlantısı birden fazla ve farklı baralar ile gerçekleşiyor ise değerlendirme, kullanıcı için her bir barada ayrı ayrı yapılır.
b) İletim sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden tek bir hat ile doğrudan bağlı veya birden fazla hat ile kullanıcı tesisindeki aynı baraya bağlı kullanıcının birden fazla ölçüm noktası var ise, sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu ölçüm noktalarındaki aktif/reaktif enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. İletim sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden birden fazla hat ile kullanıcı tesisindeki ayrı baralara doğrudan bağlı kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde ise, bu kullanıcının iletim sistemine bağlı olduğu her bir bara için ayrı değerlendirme yapılır.
(3) İkinci fıkradaki esaslar çerçevesinde ölçülen toplam aylık aktif enerji tüketimi dikkate alınarak hesaplanan aylık ortalama güç miktarının; söz konusu ölçüme tabi noktalarda ölçümün yapıldığı aydan geriye dönük 12 ayın demand ölçüm değerleri dikkate alınarak belirlenmiş maksimum eş zamanlı demand değerlerinin toplamına oranının yüzde beşten daha az olması halinde o ay için birinci fıkrada yer alan oranlar için hesaplama yapılmaz.
(4) Reaktif enerjiye ilişkin olarak birinci fıkrada belirtilen oranlara uyulmaması durumunda, kullanıcılara uygulanacak yaptırımlar bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında düzenlenir.
Kısıtlılık durumları
MADDE 15- (1) İletim sisteminde olasılığı en yüksek iletim kısıtlılık durumları;
(N-1) kısıtlılık:
Bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Senkron kompansatör, statik Var kompansatör, şönt reaktör, kapasitör gibi bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir transformatör ünitesinin,
Bir harici enterkonneksiyonun
açma işlemi sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
(N-2) kısıtlılık:
İletim devresi ile buna bağımlı olmaksızın açan ikinci bir iletim devresinin,
İletim devresi ile bir transformatör ünitesinin,
İletim devresi ile üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir transformatör ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile ikinci bir transformatör ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Şönt kompanzasyon ünitesi ile ikinci bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
İletim devresi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesi ile bir transformatör ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile ikinci bir üretim ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir iletim devresi ve bu devre ile ilişkili diğer bir hattın seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Aynı direkteki çift devre hattın
açma işlemleri sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
İletim sisteminde olasılığı düşük kısıtlılıklar ise:
Bara arızası,
Bara kuplajı kesicisi arızası,
Kesici arızası,
Koruma sistemi arızası,
İletişim koruma kanalı arızası,
Beklenmedik (N-2) kısıtlılık durumlarını
kapsar.
İşletme esasları
MADDE 16- (1) İşletme esasları; sistemin gerçek zaman şartları altında gerilim, frekans ve güç akışlarının belirlenen limitler içerisinde kararlılığını kaybetmeden işletilmesi için alınması gereken tedbir, önlem ve işletme prensiplerini kapsar. Sistemin aylık, haftalık ve günlük işletme programları; fiili çalışma koşulları, iklim değişimleri, bakım onarım programları ile birlikte işletmede gerçek zamanda ortaya çıkacak program dışı üretim ve iletim devre dışı olma durumları, beklenmedik talep ve hava koşulları gibi olaylar dikkate alınarak belirlenir. İşletme esasları kapsamında, fiili işletme şartları altında sistemin işletilebilmesi için işletme zaman çizelgelerine uygun olarak alınması gereken önlemler yer alır.
(2) İletim sistemi;
Tek bir iletim devresi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
Sistemin birbirinden uzak noktalarında olması veya söz konusu hatların kapasitelerinin altında yüklendiği durumlarda, iki iletim devresinin veya tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
ç ) Tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış bir üretim ünitesi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
arızalanması durumlarında güvenli olarak işletilir. Bu durumda, (N-1) kısıtlılığa yol açan arıza; bir iletim ekipmanının aşırı yüklenmesine, frekans veya gerilimlerin belirlenen limitler dışına çıkmasına veya sistemin kararsızlığına neden olamaz.
(3) Aşağıdaki durumlar için ikinci fıkradaki işletme esasları dikkate alınmaz:
İletim sisteminin bir parçasını oluşturan saplama bağlantılı devrelerden oluşan transformatör merkezlerinde herhangi bir fider veya hat arızasında devrelerin açılması ile birlikte transformatörlerin bağlantılarının kesilmesi durumunda,
Arıza riskinin arttığı yıldırım, buzlanma, kar, tipi, sel, aşırı rüzgar gibi kötü hava koşullarının ortaya çıkması durumunda TEİAŞ tarafından, bu risklerin azaltılması için sistemin yedek kapasitesinin arttırılması, jeneratörlerin otomatik olarak devre dışı olmalarını sağlayan koruma sistemlerinin kurulması, (N-1) ve (N-2) kısıtlılık durumlarına karşı, uygun işletme alternatif stratejilerinin oluşturulması veya sistemin sıcak yedek kapasitesinin arttırılarak iletim ekipmanları üzerindeki güç akış yükünün azaltılması gibi önlemlerin alınması durumunda,
Arz veya talep kaybına ilişkin risklerin artması durumunda,
daha ekonomik olması kaydıyla, sistem işletme prensipleri bakımından (N-1) kısıtlılık durumunda (N-2) kısıtlılık durumunun işletme kurallarına geçilebilir. Bu şekildeki işletme durumuna hava şartları tekrar elverişli hale gelinceye ve sistem tekrar güvenli hale getirilinceye kadar devam edilir.
(4) (N-2) kısıtlılıklara yol açan arızalarda ana iletim ekipmanlarının aşırı yüklenmelerinin ve talep kaybının engellenebilmesi için gecikmeden yeni bir üretim programı hazırlanır. Bu programın uygulanamaması durumunda, arıza sonrası önlem olarak planlı kesinti/kısıntı uygulaması yapılır.
(5) Ekonomik gerekçelerle talep kontrolü yapılamaz.
(6) Arıza sonrası alınan tüm önlemler ve gerekçeleri, üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişiler ile etkilenmesi muhtemel tüm serbest tüketicilere bildirilir. Bu durumda, bu Yönetmeliğin acil durum işletme şartları ile ilgili hükümleri uygulanır. (N-1) kısıtlılığa yol açan arızanın ardından, mümkün olan en kısa süre içerisinde sistemi tekrar normal işletme koşullarına geri döndürmek için gerekli önlemler alınır.
(7) İşletme güvenliği usul ve esasları; dağıtım şirketlerine, iletim sistemine doğrudan bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve iletim sistemine bağlı tüketicilere uygulanır. Ancak, sistemin işletme güvenliğinin ve bütünlüğünün tehlikeye girmesi durumunda, taraflarla müzakere edilerek, bu hükümlerin dışında birtakım özel işletme usul ve esasları da uygulanabilir.
(8) OG kısmı açık tip transformatör merkezlerinde geçerli olmak üzere dağıtım şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu kablo şebekesindeki arıza yerinin tespiti amacı ile ve dağıtım şirketinin talebi durumunda, can ve mal güvenliği konusundaki tüm sorumluluk dağıtım şirketinde olmak üzere arıza yerini tespit etme cihazlarının sinyal sürme işlemi enerjisiz durumdaki TEİAŞ fideri üzerinden yapılabilir.
(9) Dağıtım şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu fiderlerdeki teçhizat, dağıtım şirketinin talebi durumunda, dağıtım şirketinin kablo ve/veya havai hat kapasitesine uygun dağıtım şirketince talep edilecek malzeme ile TEİAŞ tarafından en kısa zamanda değiştirilir.
(10) İletim sisteminde kullanılacak olan indirici güç transformatörleri manevra süresi boyunca Ek-1’ e uygun olarak paralel çalıştırılabilir.
Tesis ve teçhizata ilişkin teknik kriterler
MADDE 17- (1) İletim sistemine bağlanan kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizatın, bu Yönetmelik ile belirlenen teknik tasarım ve işletme kriterlerine uygunluğu kullanıcı tarafından sağlanır.
(2) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde uygulanan arıza temizleme süreleri içerisinde temizlenen arızalarda etkilenmeyecek şekilde uygun tasarlanmasını sağlar.
(3) Bağlantı noktasında iletim sisteminin performansı ve sağlanması gereken şartlarla ilgili ayrıntılı bilgiler, bağlantı yapacak kullanıcının talebi üzerine TEİAŞ tarafından sağlanır.
(4) Kullanıcılar iletim sistemine bağlanacağı fider ve/veya ilişkili fiderlerde koruma, kumanda ve ölçü sistemleri hakkında ilgili mevzuat çerçevesinde TEİAŞ’ın gerekli gördüğü hususları uygular.
(5) Kullanıcılar, iletim sistemine bağlanacak tesiste kullanılan ve iletim sistemin bir parçası olan kısımlara ait primer ve sekonder teçhizattan en az 1 adet olmak üzere %10 işletme yedeği bulundurur.
(6) Bir kullanıcıya ait transformatör merkezine ve/veya bir sistem kontrol anlaşması gereği sağlanacak olan tesis ve/veya teçhizat ile malzemelere ilişkin tasarım, imalat ve ilgili testler, TEİAŞ’ın teknik şartnamelerine göre gerçekleştirilir.
(7) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde bozucu etkilere yol açmamasını, iletim sistemi ile uyumlu olmasını ve;
İletim sisteminin 400 kV ve 154 kV izolasyon seviyelerine,
Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için bağlantı noktasında belirlenmiş harmonik gerilim sınırlarına,
Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için bağlantı noktasında belirlenmiş fliker şiddeti sınırlarına,
uygun olmasını sağlar.
(8) Kullanıcının bu Yönetmeliğe uyumu, gerekli durumlarda TEİAŞ tarafından bağlantı noktalarında ölçüm yapılarak kontrol edilebilir.
(9) Kullanıcı, tesislerinde ve bağlantı noktasında, IEC-815’e göre “kirlilik seviyesi III” olarak tanımlanan ve 25 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme mesafesini ve TEİAŞ teknik şartnamelerinde yer alan diğer teknik şartları sağlayan izolatörler kullanmak zorundadır. TEİAŞ tarafından 31 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme mesafesine sahip izolatörler önerilmesi durumunda kullanıcı tesislerinde buna uygun izolatörler kullanılır.
(10) Üretim tesisini iletim sistemine bağlayan hat, bağlantı anlaşmasında belirtilen tesis sorumluluk sınırı ve Ek-9’da belirtilen saha sorumluluk çizelgesi dikkate alınarak tesis edilir.
(11) Kullanıcı, bağlantı noktasındaki kısa devre gücüne bağlı olarak şalt sahasındaki anahtarlama sırası için TEİAŞ’ın talimatlarına uyar.
(12) 400 kV ve altındaki iletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama altyapısının gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya en kısa sürede bildirilir.
(13) İletim sisteminin şalt teçhizatı için üç faz simetrik arızada açma akımına dayanma kapasitesi 400 kV için 63 kA ve 154 kV için ise 31,5 kA’dır.
(14) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır.
(15) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır. Ayrıca bazı özel durumlarda dağıtım barasına nötr topraklama transformatörü tesis edilir.
(16) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar aşağıdaki hususları içerir:
a)Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve TEİAŞ mülkiyetinde olan güç kalitesi ölçüm sistemi, güç kalitesi ölçüm cihazlarının teknik karakteristikleri, ölçüm cihazlarının sağladığı verilerin formatı.
b) Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve kullanıcı mülkiyetinde olup Ek-7 ve Ek-8’de yer alan tablolardaki değerlere uygunluğun belirlenmesi maksadıyla kurulmuş olan güç kalitesi ölçüm sistemlerinin kapsamı, tesis, teçhizat ve iletim sistemine bağlantısı, tablolardaki sınır değerlerinin izlenmesine uygun olarak tasarlandığının kontrolü ile bu sistemlerden TEİAŞ sistemine veri aktarımı ve veri formatı.
İletim sisteminin korunması
MADDE 18- (1) TEİAŞ mülkiyet sınırında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar ve arızaları ivedi olarak gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(2) Her kullanıcı gerek kendi tesisinde meydana gelecek arızaların iletim sistemini etkilememesi, gerekse iletim sisteminde meydana gelecek arızaların kendi tesisini etkilememesi için gerekli olan tüm koruma ve izleme tedbirlerini kendi tesisinde sağlar.
(3) Koruma ayarları, arızalı tesis ve/veya teçhizatın, bağlantı esnasında veya gerektiğinde bağlantı anlaşmasında yer alan kriterlere göre, sorunsuz bir şekilde iletim sisteminden ayrılması için kullanıcı tarafından TEİAŞ’ın kontrol ve koordinasyonu altında yapılır ve TEİAŞ’ın onayı olmadan değiştirilemez.
(4) Kullanıcı, iletim sisteminin korunması amacıyla, koruma sistemi ve uygulanacak yöntem ile ilgili tasarımlarını bu Yönetmeliğe uygun olarak hazırlar, TEİAŞ’ın onayına sunar ve koordineli koruma ayarlarını uygular.
(5) TEİAŞ transformatör merkezlerinin orta gerilim barasındaki bara giriş, kuplaj, transfer, hat fideri de dahil olmak üzere tüm orta gerilim fiderlerindeki; bara ayırıcı, kesici kontak bilgilerine ulaşılmasına, ilgili dağıtım şirketinin talebi halinde TEİAŞ tarafından izin verilir.
(6) TEİAŞ’ın ve kullanıcının arıza giderme süresi; rölenin çalışması, kesicinin açması ve telekomünikasyon sinyalinin gönderilme sürelerinin toplamıdır. 400 kV ve 154 kV hatlar için azami arıza giderme süresi 140 milisaniyedir.
(7) TEİAŞ’a ait bir çıkış dağıtım fideri kesicisinin açma süresi, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, transformatörün söz konusu fider üzerinden maruz kaldığı kısa devre sayısı ve dağıtım merkezi ile TEİAŞ merkezi arasında meydana gelebilecek en yüksek faz arası kısa devre akımı dikkate alınarak TEİAŞ tarafından belirlenir. Kullanıcıların TEİAŞ barasına bağlı olan ilk dağıtım merkezlerine ait bir hat dağıtım fideri arızasında, hat dağıtım fiderine ait rölenin çalışma zamanı faz-toprak arızaları için azami 1,0 saniye, faz-faz arızalarında ise en yüksek kısa devre akımı için 0,14 saniyedir.
(8) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar, bu amaçla gerekli tüm tedbirleri alır ve buna ilişkin raporları hazır tutar. Ayrıca kullanıcılar mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemi arızalarını ivedi olarak gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(9) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait işletme ve arıza ekiplerinin listelerini TEİAŞ’ın istediği periyotlarda TEİAŞ’a bildirir.
(10) Kullanıcılar, dağıtım sisteminde meydana gelecek arıza akımlarının TEİAŞ barasına azami ikiden fazla fider üzerinden yansımaması için dağıtım bara düzenlerinde gerekli tedbirleri alır.
(11) İkinci fıkra uyarınca üretim tesislerinde tesis edilmesi gereken koruma teçhizatı ile ilgili olarak:
a) Ünite ikaz sisteminin devre dışı olması durumunda ünite jeneratörünü de devre dışı eden ikaz koruma sistemi tesis edilecektir.
b) TEİAŞ, gerekli durumlarda şartlarını belirtmek suretiyle, ünitede kutup kayması korumasının tesis edilmesini talep edebilir.
c) TEİAŞ, gerekli durumlarda, ünitede sub-senkron rezonans korumasının tesis edilmesi için gerekli şartları belirler.
ç) Koruma teçhizatı üzerinde iletim sistemini etkileyebilecek bir çalışma, tadilat veya ayar değişikliği, ancak TEİAŞ’tan bir teknik gözlemci gözetiminde yapılabilir.
(12) TEİAŞ, 67 nci maddede açıklanan şekilde talebin düşük frekans röleleri ile kesilmesi için gerekli olan düşük frekans rölelerini tesis eder.
(13) Sistem frekansının belirlenen frekans kademelerine düşmesi nedeniyle, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep miktarı, sistem şartları dikkate alınarak TEİAŞ tarafından her yılın 31 Ekim tarihine kadar takip eden bir yıllık dönem için belirlenir ve Kurum bilgilendirildikten sonra uygulamaya konulur.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Üretim Tesislerinin Tasarım ve Performans Şartları
Üretim şalt tesisleri tasarım ve bağlantı esasları
MADDE 19- (1) Üretim şalt tesislerinin tasarımı ve geliştirilmesi ile bu tesislerin iletim sistemine bağlantısında aşağıdaki hususlar dikkate alınır:
Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı 2 x %2,5’dir. Yükte kademe değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda 8 x %1,25’lik bir regülasyon aralığı uygulanır.
Üretim şalt tesisleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarımlanır ve tesis edilir.
Üretim tesisi şaltına bağlı üretim ünitelerinin havai hat bağlantılarının azami uzunluğu; yıllık yük faktörü %30’dan büyük veya eşit üretim üniteleri için 5 km’yi, diğer durumlarda ise 20 km’yi geçemez.
ç) Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantısı için belirlenen iletim kapasitesi, herhangi bir arızadan önce;
Teçhizatın kapasitesinin üzerinde yüklenmemesi,
Gerilimlerin normal işletme koşulları için belirlenen sınırların dışına çıkmaması ve gerilim regülasyonunun yetersiz kalmaması,
Sistemin kararlılığını kaybetmemesi,
şartları sağlanacak şekilde planlanır.
Üretim tesisi ve iletim sistemi arasındaki bağlantının kapasitesi, aynı zamanda;
Bir iletim devresi ile bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcısının,
İki iletim devresi veya bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
Bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş bir üretim ünitesi, bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcının,
herhangi birinin arıza nedeniyle devre dışı olması durumları dikkate alınarak planlanır. Bu bentte belirtilen arızalardan dolayı devre dışı olmalarda iletim sistemi; sistem kararsızlığı gerçekleşmeyecek şekilde planlanır. Üretim tesislerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
(e) Bir bağlantı noktasında, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurulu gücü, TS EN 61400 serisi standartlarına göre yapılacak olan teknik analiz sonuçlarının, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen kabul edilebilir güç kalitesi, yük akışı, kısıtlılık, kısa devre ve diğer sistem etütleri limitleri dahilinde değerlendirilmesi neticesinde belirlenir.
(f) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin sisteme bağlantısında Ek-18 hükümleri uygulanır.
Üretim tesislerinin tasarım ve performans esasları
MADDE 20- (1) Üretim tesislerine ilişkin tasarım ve performans şartları iletim sistemine doğrudan bağlı üniteler ile kullanıcı sistemlerine bağlı ünitelerin uyması gereken teknik ve tasarım kriterlerini kapsar.
(2) 30 MW kurulu gücün altındaki üretim tesisleri bu maddenin 8 inci fıkrasında düzenlenen şartlara uymak zorunda olup diğer fıkralardaki şartlardan muaftır.
(3) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan üretim tesisleri de bu bölümde yer alan reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin şartlara uymak zorundadır.
(4) Konvansiyonel tip senkron jeneratörler, nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazlı olarak 0,85 düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Ancak işletmedeki mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmayı talep etmeleri halinde jeneratör terminallerinde güç faktörlerini aşırı ikazlı olarak en fazla 0,9 değerine çekebilecek şekilde lisans gücünü arttırabilir. Bu durumda üretici Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda jeneratörün aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktöründeki nominal aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
(5) Nükleer Güç Santrallarındaki jeneratörler; nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazı olarak 0,9, düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerinde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır.
(6) Ünitenin kısa devre oranı; termik ve kombine çevrim gaz türbini üniteleri için 0,5 kurulu gücü 10 MW ve altındaki hidroelektrik üniteler için 0,75 ve 10 MW’ın üzerindeki hidroelektrik üniteler için ise 1,0’dan küçük olamaz.
(7) Senkron kompansatör olarak çalışabilme özelliğine sahip üniteler, sıfır güç faktörü ile çalışabilecek, termik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal güçlerinin %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %30 una kadar reaktif güç tüketebilecek, hidroelektrik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür gücünün %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %60’ına kadar reaktif güç tüketebilecek kapasitede olmak zorundadır. Üretim tesisinin senkron kompansatör özelliğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(8) Sistem frekansının kararsız işletme koşullarında 52,5 Hz’e çıkabileceği veya 47,5 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, toplam kurulu gücü 1 MW ve üzerinde olan üretim tesisleri ve/veya TEİAŞ teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur.
(9) Primer frekans kontrol hizmeti sunan elektrik üretim tesisleri hariç, sekizinci fıkra kapsamındaki elektrik üretim tesislerine ait üniteler çalıştıkları süre boyunca, Ek-15’deki grafik doğrultusunda;
50,5 – 49,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için sabit aktif güç çıkışı verebilecek,
49,5 – 47,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için ise, doğrusal karakteristikteki değerlerden daha yüksek aktif güç verebilecek,
kapasitede olmak zorundadır.
(10) Normal işletme koşullarında, iletim sistemine doğrudan bağlı bir ünitenin aktif güç çıkışı, gerilim değişimlerinden etkilenmemelidir. Bu durumda ünitenin reaktif güç çıkışı 400 kV, 154 kV ve 66 kV ile altındaki gerilimlerde ±%5 gerilim değişim aralığı içinde tümüyle emreamade olmak zorundadır.
(11) Üretim tesisinin toparlanma yeteneğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(12) Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların ünitelerinde, enterkonnekte şebeke sisteminde ortaya çıkabilecek 0-5 Hz arasındaki düşük frekanslı elektromekanik salınımlarına karşı otomatik gerilim regülatöründe elektriksel sönümleme sağlama özelliğine sahip ve ENTSO-E sistemi bağlantısıyla birlikte ortaya çıkan düşük frekanslı bölgelerarası salınımları sönümleyebilen bir güç sistemi dengeleyicisi bulunmalıdır. Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların ünitelerinde, bağlantı anlaşması imzalanmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ’a; ünitenin ikaz sistemi, güç sistemi dengeleyicisinin teknik özellikleri, güç sistemi dengeleyicisinin blok şeması ve IEEE modeli, otomatik gerilim regülâtörü ve bunların kararlı durum ve dinamik performansları ile ilgili ayrıntılı bilgiler ve teknik özellikler Ek-12’de belirtildiği şekilde verilir. Güç sistemi dengeleyicisi ayarları TEİAŞ’ın gerekli gördüğü durumlarda, Ek-12’de belirtilen ayar prosedürüne uygun olarak kullanıcı tarafından yapılır. TEİAŞ isterse bu ayar çalışmalarında gözlemci bulundurabilir.
(13) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için bu madde kapsamındaki hükümler değil, Ek-18’de yer alan koşullar geçerlidir.
Jeneratör kontrol düzenekleri
MADDE 21- (1) Her ünite, bağlı olduğu sisteme verdiği aktif ve reaktif gücün sürekli değiştirilmesi ile frekans ve gerilim kontrolüne katkıda bulunabilecek şekilde tasarımlanmış kontrol düzeneklerine sahip olmak zorundadır.
(2) Her ünite, normal işletme koşullarında frekans kontrolü yapan, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen ölçütler doğrultusunda hızlı cevap veren, orantılı bir hız regülatörü veya ünite yük kontrolörü veya denk bir kontrol cihazına sahip olmak zorundadır.
(3) Hız regülatörü; uluslararası enterkonneksiyon şartında yer alan kuralları sağlayacak standartlara, bu standartların mevcut olmadığı durumlarda ise, Avrupa Birliği içinde frekans kontrol sisteminin tasarım veya tadilat standartlarına uygun olarak tasarlanmalı ve çalıştırılmalıdır.
(4) Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemi ile entegrasyon hedefleri doğrultusunda ENTSO-E dökümanlarında yer alan ve alacak standartlar temel alınır.
(5) Hız regülatörleri için kullanılan standartlar;
Bağlantı anlaşması başvurusunda veya,
Bağlantı anlaşmasının değiştirilmesi için yapılan başvuruda veya,
Hız regülatörü üzerinde yapılacak tadilattan önce mümkün olan en kısa sürede,
TEİAŞ’a bildirilir.
(6) Hız regülatörü aşağıdaki asgari şartları sağlar:
a) Hız regülatörü, diğer kontrol cihazları ile koordineli bir şekilde çalışma aralığı içinde ünitenin aktif güç çıkışını ayarlanan işletme parametreleri doğrultusunda kontrol eder.
b) Hız regülatörü, ünitenin bağlı olduğu kısmın izole bir ada şeklinde iletim sisteminden ayrılması fakat ünitenin talebi beslemeye devam etmesi durumunda, frekansını 47,5-52,5 Hz aralığında tutabilmelidir. Ancak, bu durum çıkış gücünün ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesinin altına düşmesine yol açmamalıdır.
c) Hız regülatörü; primer frekans kontrol performans testleri ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde 105 inci maddede belirtilen esaslar dahilinde bir hız eğimi ile çalışacak şekilde ayarlanır.
ç) Bir blok içindeki buhar türbini hariç, primer frekans kontrol hizmeti sunan tüm üniteler için hız regülatörünün duyarsızlığı ±0,010 Hz’i aşmamalıdır. Ayrıca hız regülatöründe kullanılan mahallinde frekans ölçümünün hassasiyeti ±0,010 Hz’i aşmamalıdır.
(7) Hız regülatörü için belirlenen asgari şartlar, başka parametrelere dayanan yan hizmetlerin TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından sağlanmasına engel olmamalıdır.
(8) Ünitenin gerilimini sabit tutan otomatik ikaz kontrol sistemi ve gerilim regülatörü ile ilgili olarak;
İkaz kontrol teçhizatı ve güç sistemi dengeleyicileri için teknik bilgiler ayrıntılı olarak bağlantı anlaşmasında belirtilir.
Sistem kararlılığına ve çalışma aralığında ikaz akımı sınırlarına uygun olarak ünitenin reaktif güç çıkışını sınırlayan reaktif güç sınırlayıcıları bağlantı anlaşmasında belirtildiği şekliyle tesis edilir ve ayarlanır.
Gerilim kontrolüne ilişkin olarak, sabit reaktif güç çıkışı kontrol modları ve sabit güç faktörü kontrol modları da dahil olmak üzere, diğer kontrol teçhizatı bağlantı anlaşmasında belirtilir. Ancak, bu teçhizat ikaz kontrol sisteminde mevcut ise, TEİAŞ’ın talebi üzerine, kullanıcı tarafından devre dışı bırakılabilir.
ç) İkaz kontrol sistemi, ünite gücünün sıfırdan tam yüke kadar yavaş yavaş arttırılması durumunda, çıkış geriliminin önceden saptanan nominal değerinden termik santrallar için %0,5’den, hidrolik santrallar için %0,2’den daha fazla değişmemesini sağlayabilecek hassasiyette olmak zorundadır. Ünite terminal çıkış gerilimi, nominal gerilim değerinin en az %95-%105’ine ayarlanabilir durumda olmak zorundadır.
d) Ünitenin büyük bir gerilim değişimine maruz kalması durumunda, çıkışı otomatik gerilim regülatörü tarafından kontrol edilen ikaz kontrol sistemi, jeneratör ikaz sargısının alt ve üst gerilim sınırlarına 50 milisaniyeyi geçmeyecek kadar kısa bir süre içinde ulaşabilmelidir.
e) Ünite çıkışında %10 veya daha yüksek ani gerilim değişimlerinin meydana gelmesi durumunda, ikaz kontrol sistemi, nominal ikaz geriliminin 2 katından veya nominal yüksüz ikaz geriliminin 6-7 katından daha az olmamak üzere, yüklü pozitif ikaz geriliminin üst sınır değerini en fazla 50 milisaniyede sağlayabilmelidir. Aynı zamanda pozitif üst sınır geriliminin %80’ine eşit negatif üst sınır gerilim değerini sağlayabilmelidir.
f) İkaz gücünü ünite çıkışlarından bir güç transformatörü yardımı ile alan statik ikaz kaynakları için ikaz sistemi; ünite çıkış geriliminin, nominal değerinin %20 ile %30’una düşmesi durumunda otomatik tetikleme yapma yeteneğinde olmak zorundadır.
g) Nominal görünür gücü 100 MVA veya daha fazla olan jeneratörler için;
1) Yüksek gerilim şebekesinde kısa devre arızası olması durumunda, pozitif ikaz geriliminin üst sınır değeri en az 3 saniye boyunca sağlanır.
2) Sistem arızaları sırasında, en az 10 saniye nominal ikaz akımının %150’sinden az olmamak koşuluyla ikaz akımı sağlanır.
ğ) Nominal görünür gücü 50 MVA’dan büyük jeneratörler, iletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin en fazla %70-80 gerilim düşümüne karşılık gerilim düşümü kapasitesi sağlar.
(9) Hız ve gerilim regülatörleri ve bunlara ilişkin kontrol sistemlerinin ayarları TEİAŞ onayı haricinde değiştirilemez. TEİAŞ bu ayarlara uyulup uyulmadığına dair önceden haber vermeksizin tesiste inceleme yapma hakkına sahiptir.
Kararlı durum çıkış gücü değişimleri
MADDE 22- (1) Kararlı durum altında, ünite çıkış gücünde yarım saatlik süre içindeki değişimlerin standart sapması, ünitenin kurulu gücünün %2,5’ini geçmemelidir.
Negatif bileşen yüklenmeleri
MADDE 23- (1) 400 kV ve 154 kV sistemde gerilimin negatif bileşeni, pozitif bileşeninin %1’ini aşmamalıdır. Üniteler, iletim veya kullanıcı sistemindeki faz-faz arızalarından veya dengesiz yüklerden kaynaklanan negatif bileşen yüklenmelerine karşı, arıza, sistem yedek koruması tarafından temizleninceye kadar devre dışı olmadan dayanabilmelidir.
Ünite transformatör ve jeneratörlerinin nötr noktalarının topraklanması
MADDE 24- (1) İletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin iletim sistemi tarafındaki sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır. Ancak üretimin yoğun olduğu bölgelerde, 154 kV sistemde faz toprak arıza akımlarının üç faz toprak arıza akımlarından yüksek olduğu durumlarda, tek faz toprak arıza akımlarını sınırlayabilmek için ünite transformatörünün iletim sistemi tarafındaki sargısının nötr noktası tam olarak izole edilir. İzole edilecek bu transformatörlerde, nötr noktaları izolasyon seviyeleri 154 kV gerilim seviyesinde yapılır.
Jeneratörlerin nötr noktası direnç veya topraklama transformatörü üzerinden topraklanır. Jeneratör topraklama direnci, faz toprak arıza akımının rezistif ve kapasitif bileşenlerinin birbirine eşit olması şartına göre hesaplanarak tespit ve tesis edilir. Jeneratörlerin nötr noktası tam izole edilmez ve doğrudan veya reaktans üzerinden topraklanmaz.
Ünite frekans hassasiyeti
MADDE 25- (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi, ünitelerini 47,5-52,5 Hz aralığı dışındaki frekanslardan doğabilecek zararlara karşı korumakla yükümlüdür. Bu aralık dışındaki frekanslarda teçhizatın, tesisin ve/veya personelin güvenliği için ünitenin sistem ile bağlantısını kesme ve diğer her türlü tedbirin alınması hususundaki yükümlülükler üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiye aittir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
İletişim Şartları
İletişim
MADDE 26- (1) İletim sisteminin işletimi ve enerji yönetiminin gereksinim duyduğu ses, bilgi ve koruma sinyalizasyon amaçlı iletişim ortamı tesis edilir.
(2) İletim sisteminin yönetimi, işletilmesi ve kontrolünün sağlanması amacıyla TEİAŞ ile kullanıcılar arasında kurulan iletişim ve kontrol sisteminin teknik özellikleri, tesis ve işletme bakım yükümlülükleri bağlantı anlaşmalarında yer alır.
(3) İletim sisteminde veri ve ses iletişimi kuranportör ve fiber optik iletişim sistemleri ile yapılır. Ayrıca, ihtiyaç duyulan durumlarda telekomünikasyon firmalarından kiralanan iletişim kanalları kullanılır. Yönetimsel Kontrol ve Veri Toplama Sistemi (SCADA) ile veri alışverişi amacıyla, transformatör merkezleri ve üretim tesislerinde gerekli donanım, yazılım ve iletişim linkleri temin ve tesis edilir.
(4) Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik toprak tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre TEİAŞ tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik Şartnamesine uygun optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
(5) İşletmede olan enerji iletim hatlarındaki koruma iletkenleri ihtiyaç duyulduğunda optik fiberli koruma iletkeni ile değiştirilir.
Ses iletişim sistemi
MADDE 27- (1) Ses iletişim sistemi, TEİAŞ ve kullanıcının kontrol operatörünün, çeşitli iletişim ortamları üzerinden sistemin kontrolu, işletilmesi ve denetiminin sağlanması amacıyla iletişimi sağlayan özel haberleşme sistemidir.
(2) Yük tevzi merkezleri ile kullanıcı tesisleri arasındaki sesli iletişim, kullanıcı tarafından tesis edilen ve TEİAŞ’ın mevcut iletişim araç ve gereçlerine uyumlu donanım ve yazılım ile sağlanır. Diğer ilgili merkezlerde de bağlantı anlaşmasında belirtilen gerekli teknik değişiklikler ve ilavelerin yapılması, kullanıcıların yükümlülüğündedir.
(3) İletim sisteminin yönetiminde, işletilmesinde ve kontrolünde etkinliğin sağlanması amacıyla, bağlantı anlaşması uyarınca kullanıcının ilgili kontrol odasında, sabit telefon veya GSM bulundurulur.
(4) TEİAŞ ve dağıtım şirketlerinin kontrol merkezlerinde, üretim tesislerinin kontrol odasında, ticari işlemlerin yürütüldüğü ve doğrudan bağlı müşterilerin kontrol noktalarında ayrı bir hat üzerinden çalışan bir faks cihazı da bulundurulur.
(5) İletişim tesis ve/veya teçhizatı sisteme bağlanmadan önce, telefon ve faks numaraları ile bu numaralarda yapılacak değişiklikler, değişiklik yapılmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ ve/veya dağıtım şirketlerine bildirilir.
Koruma sinyalizasyon sistemi
MADDE 28- (1) İletim sisteminde kullanıcı ile olan sistemi arasındaki bağlantıda yer alan koruma sistemine ait sinyalizasyon için gerekli donanımlar, karşılıklı olarak kullanıcı tarafından temin ve tesis edilir.
Veri iletişim sistemi
MADDE 29- (1) Veri iletişim sistemi, kullanıcı sistemine ait verilerin toplandığı, işlendiği, değerlendirildiği, ilgili yük tevzi merkezine iletildiği ve gerekli bilgi ve komutların ilgili yük tevzi merkezinden kullanıcının tesisine iletildiği sistemdir.
(2) Sistem kontrol ve veri toplama işlevinin yürütülmesi için gerekli uzak terminal birimi veya geçit kapısı (gateway), donanım, yazılım, iletişim linki ve cihazlar bağlantı anlaşmasında yer alan şartlara uygun olarak kullanıcı ve TEİAŞ’ın ilgili tesislerinde kurulur. Kullanıcıların, dengeleme güç piyasasına katılan ve yan hizmetlere katılım zorunluluğu bulunan üretim tesisleri için TEİAŞ’ın veri iletişim sistemi ile veri alışverişi sağlamak üzere bağlantı sağlamaları esastır. Kullanıcı, TEİAŞ için gerekli sinyal, gösterge, alarm, ölçümler, kesici ve ayırıcı konum bilgileri, yükte kademe değiştiricisi gibi kontrol girdilerini sistem kontrol ve veri toplama teçhizatına, bu teçhizatın yanında tesis edeceği bir bilgi toplama panosu üzerinden bağlar.
(3) Kullanıcının; veri iletişimini, uzak terminal birimi kullanmak yerine, tesisinin ayrılmaz bir parçası durumunda olan bilgisayar kontrol sistemi üzerinden sağlamayı tercih etmesi ve bu tercihinin TEİAŞ tarafından kabul edilmesi halinde, gerekli performansın temini açısından TEİAŞ işletim sistemi ile uyumlu sistem, kullanıcı tarafından sağlanır. İstasyon otomasyonu uygulaması yapılması durumunda da, uzak terminal birimi ve bilgi toplama panosuna ihtiyaç olmaksızın, ilgili yük tevzi merkezi ile veri alışverişi istasyon bilgisayarı ve bir geçit kapısı üzerinden sağlanır.
(4) İletim sisteminin izlenmesi amacıyla toplanacak gerilim, akım, aktif ve reaktif güç sinyalleri ve diğer sinyaller TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir ve bu bilgilerin TEİAŞ’ın ilgili yük tevzi merkezi ile alışverişi sağlanır. Bu sinyallerin temin edilmesi ile ilgili teçhizatın ne zaman, ne şekilde, nereye ve nasıl tesis edileceği bağlantı anlaşmasında yer alan hükümlere uygun olarak belirlenir.
(5) Kullanıcı ve TEİAŞ kontrol ve sistem işletme merkezleri arasındaki veri iletişimi MYTM kurallarına, bağlantı anlaşmasında belirtilen, iletişim protokolü ve iletişim ortamına uygun olarak sağlanır.
(6) Veri iletişimi ana ve yedek olmak üzere iki ayrı link üzerinden sağlanır. 50 MW altı üretim tesislerinin ikinci linki oluşturulamıyorsa veri iletişimi tek link üzerinden sağlanabilir.
(7) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin şebekelerine bağlanacak 30 MW ve üzeri kurulu gücünde üretim tesislerine ait santral bazında toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili dağıtım şirketinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu santrallar kendi tesislerinde bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesinin sorumluluğundadır.
(8) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin şebekelerine bağlanacak kurulu gücü 10 MW ve üzeri olan yenilenebilir enerji kaynaklarından güneş ve rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerine ait santral bazında toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili elektrik dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu santrallar kendi tesislerinde bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin sorumluluğundadır.
(9) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, sorumluluk alanında dağıtım seviyesinden bağlı tüm üretim tesislerinin toplam MW ve MVAr değerleri, toplam tüketim değerleri, bağlantı noktalarına ilişkin bilgiler ile TEİAŞ tarafından talep edilecek diğer bilgileri, kendi SCADA kontrol merkezi ile TEİAŞ SCADA sistemi arasında tesis edecekleri iletişim linki üzerinden, TEİAŞ sisteminde kullanılan iletişim protokolleri vasıtasıyla TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. TEİAŞ SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar TEİAŞ’ın sorumluluğundadır.
(10) Sorumluluk sahası içerisinde TEİAŞ veya kullanıcı tarafından tesis edilen güç kalitesinin izlenmesine ilişkin cihazlara ait ölçüm verilerinin iletim sistemine bağlı kullanıcıların erişimine sunulması esastır. Kullanıcıların TEİAŞ Milli Güç Kalitesi Ölçüm Sistemine erişimleri, TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan “Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar” hükümlerine göre yapılır.
İlave iletişim şartları
MADDE 30- (1) İletim sisteminin güçlendirilmesi, geliştirilmesi ve yenilenmesi nedeniyle, kullanıcıya ait mevcut ses ve veri iletişim sisteminde ortaya çıkan değişiklik ihtiyaçları, bağlı olduğu TEİAŞ merkezindeki kendisiyle ilgili ihtiyaçlar da dahil, TEİAŞ tarafından yapılacak planlama çerçevesinde kullanıcı tarafından yerine getirilir.
Veri iletişim ağı
MADDE 31- (1) TEİAŞ ile kullanıcı arasında, idari, mali, ticari ve teknik konulardaki bilgi alışverişi için kullanılacak olan veri iletişim ağı ve bu ağ ile ilgili teknik altyapı ilgili mevzuat uyarınca TEİAŞ tarafından hazırlanan standart ve kurallara uygun olarak tesis edilir.
Sekonder frekans kontrolü teçhizatı
MADDE 32- (1) Sekonder frekans kontrolü için gerekli olan teçhizat ve ilgili bağlantı, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin ilgili hükümleri uyarınca bu kapsama giren üretim tesislerinde, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programının gerekliliklerini tam olarak sağlayacak şekilde temin ve tesis edilir. MYTM’deki otomatik üretim kontrol programının parametrelerinin ayarları için gerekli veriler ilgili üretim şirketi tarafından sağlanır.
(2) Üretim tesisinde kurulacak olan otomatik üretim kontrol sistemi/arabirimi, MYTM’deki otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyal ile uyumlu olmak zorundadır.
ÜÇÜNCÜ KISIM
İletim Sistemine Bağlantı
BİRİNCİ BÖLÜM
İletim Sistemine Bağlantı Esasları ve Taraflar
İletim sistemine bağlantı esasları
MADDE 33- (1) İletim sistemi ile kullanıcılar arasındaki bağlantı, bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak tesis edilir.
(2) TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım sistemine bağlanacak üretim tesisinin ya da tesislerinin toplam kurulu gücü azami, ilgili baranın kısa devre arıza akım sınırının aşılmaması kaydıyla mezkûr baradaki transformatörün cebri soğutmasız nominal görünür gücüne kadar olabilir. Kurulu gücü 50 MW ve üzeri olan üretim tesislerinin bağlantısı iletim seviyesinden yapılır. Transformatör merkezlerinde yer alan fiderlerin ve transformatör kapasitesinin verimli kullanılması için; fider tahsis talepleri, fider yüklenme durumları göz önüne alınarak dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından yapılır. Teknik gereksinim halinde TEİAŞ tarafından transformatör merkezinde gerekli fider değişikliği ve/veya düzenlemesi ilgili dağıtım lisans sahibi tüzel kişiye bildirilir. 10 MW’ın altındaki üretim tesisleri için müstakil fider tahsisi yapılmaz. Bununla beraber, 10 MW altında kurulu gücü olan ve en yakın bağlantı noktası bir transformatör merkezi olan üretim tesisleri için yakınlarda bağlanılabilecek dağıtım sistemine ait bir nokta olmaması, söz konusu transformatör merkezinde kullanılabilecek bir fider bulunması, söz konusu fiderin ileride dağıtım şirketlerince kullanılma olasılığının bulunmaması ve dağıtım şirketinin de uygun görüşü alınması halinde müstakil fider tahsisi yapılabilir
(3) Tüketiciler tarafından iletim sistemine bağlanması talep edilen tüketim tesisinin/ tesislerinin bağlantı gücünün 50 MW ve üzerinde olması halinde iletim sistemine bağlantı için uygun görüş verilir. İlgili tesislerin gücünün 50 MW altında olması halinde ise dağıtım sistem işletmecisinin bu gücü karşılayamayacağı yönünde görüşünün bulunması ve bağlantı talebinin TEİAŞ tarafından da uygun görülmesi halinde tüketicinin iletim sistemine bağlantısı yapılır. TEİAŞ’ın da bu bağlantı talebini uygun görmemesi halinde tüketici dağıtım sistemine bağlanır.
(4) Bağlantı talepleri, TEİAŞ tarafından ilgili mevzuat ve 35 inci madde hükümlerine göre süresi içinde değerlendirilir ve sonuçlandırılır.
Bağlantı esaslarına tabi taraflar
MADDE 34- (1) İletim sistemine bağlantı esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere,
uygulanır.
(2) Ayrıca, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde dağıtım sistemine bağlı olan 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesisleri de iletim sistemine bağlantı esasları kapsamında değerlendirilir.
İKİNCİ BÖLÜM
İletim Sistemine Bağlantı ve/veya Sistem Kullanımı
Bağlantı talebinin değerlendirilmesi
MADDE 35- (1) Üretim ve tüketim tesislerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
(2) TEİAŞ, üretim tesislerinin iletim sistemine bağlantı ve/veya sistem kullanım talebi hakkındaki görüşlerini 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ve 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin ilgili maddelerini dikkate alarak, görüş talebinin kendisine ulaşmasından itibaren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri uyarınca kırkbeş gün içerisinde sonuçlandırarak, gerekçeleri ile birlikte Kuruma bildirir.
(3) Üretim tesisleri dışındaki bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin olarak TEİAŞ’a yapılan diğer başvurular incelenerek Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ilgili maddeleri dikkate alınarak oluşturulan görüş, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde gerekçeleri ile birlikte başvuru sahibine yazılı olarak bildirilir.
(4) Tüzel kişiye önlisansının verilmesini takiben, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasına esas olmak üzere, Ek-11’in Bölüm 1'inde yer alan standart planlama verileri ile iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizata ilişkin bilgiler tüzel kişi tarafından bağlantı anlaşması başvurusu aşamasında TEİAŞ’a sunulur.
Bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması ve yan hizmet anlaşması
MADDE 36- (1) Tüzel kişi tarafından üretim lisansının TEİAŞ’a verildiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması TEİAŞ tarafından tüzel kişiye önerilir. TEİAŞ’ın bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması önerisini yapabilmesi için ek bilgiye ihtiyaç duyması halinde, Ek-11’in Bölüm 2’sinde yer alan ayrıntılı planlama verileri de tüzel kişiden talep edilebilir. Bu hallerde TEİAŞ tarafından bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasının önerilmesine ilişkin süre doksan gün olarak uygulanır. Tüzel kişi TEİAŞ’ın anlaşma önerisine otuz gün içerisinde yazılı yanıt verir.
(2) Tarafların mutabakatı halinde bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin hüküm ve şartları içeren bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanır. TEİAŞ ve lisans sahibi tüzel kişinin, bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin anlaşmanın hükümleri üzerinde mutabakata varamamaları halinde, ihtilaflar Kanunun ve tarafların ilgili lisanslarının hükümlerine göre Kurum tarafından çözüme kavuşturulur ve konu hakkında alınan Kurul kararları bağlayıcıdır.
(3) İletim sistemine halihazırda bağlı olan üretim tesisleri ile bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin olarak üretim tesisleri dışında gerçek ve tüzel kişiler tarafından TEİAŞ’a yapılan diğer başvurularda da aynı süreç uygulanır.
(4) Anlık talep kontrolü, reaktif güç kontrolü, oturan sistemin toparlanması veya bölgesel kapasite kiralama hizmeti sunacak tesisler için hizmeti sunacak gerçek/tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşması imzalanır.
(5) Yeni devreye girecek üretim tesisleri için, üretim tesisi sahibi tüzel kişiler, reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikasını yan hizmeti sunmaya başlamadan önce ve geçici kabul tarihinden itibaren 90 gün içinde TEİAŞ’a sunar.
Uyum ve testler
MADDE 37- (1) Kullanıcı; üretim tesisinin ve/veya iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizatın, sistemdeki tesis ve/veya teçhizata, bu Yönetmeliğe, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmaları ile yan hizmetler anlaşmalarına uygun olduğunu aşağıdaki usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ’a bildirir:
Kullanıcı, TEİAŞ ile mutabık kaldığı bir test programı ve takvimi çerçevesinde, otomatik gerilim ve hız regülatörleri, diğer kontrol ve iletişim sistemleri üzerinde yapılacak servise alma testlerinin bir parçası olan açık ve yüklü devre ve fonksiyon testlerini TEİAŞ’ın gözetimi altında yapar.
Kullanıcı, yukarıdaki testlerden elde edilen sonuçları ve kontrol sistemi parametrelerinin son ayarlarını içeren bilgileri TEİAŞ’a sunar.
Kullanıcı, yan hizmetlere ilişkin olarak Ek-17’de yer alan usuller çerçevesinde performans testlerinin gerçekleştirilmesini sağlar.
Sisteme bağlantı onayı
MADDE 38- (1) Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması çerçevesindeki gerekliliklerini yerine getirip getirmediği kullanıcının başvurusu üzerine TEİAŞ tarafından değerlendirilir. Bağlantı gerekliliklerinin yerine getirildiğinin tespiti durumunda fiziki bağlantının yapılacağı tarih kullanıcıya bildirilir. Eksiklik tespit edilmesi ve bu nedenle bağlantıya onay verilmemesi halinde tespit edilen eksiklikler gerekçeleri ile birlikte başvuru tarihinden itibaren en fazla 60 gün içerisinde kullanıcıya bildirilir ve eksikliklerin giderilmesi için kullanıcıya ek süre verilir.
(2) TEİAŞ, iletim sistemine bağlı bir kullanıcının, iletim sistemi üzerindeki tesis ve/veya teçhizatının çalışmasını izleme hakkına sahiptir.
(3) İletim sistemine bağlı bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde ve/veya bunların ayarlarında herhangi bir değişiklik teklifi, iletim sisteminin bütünlüğü ve diğer kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatı üzerindeki etkilerinin incelenebilmesi için kullanıcı tarafından yeterli bir süre önceden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ, iletim sisteminin bütünlüğünü olumsuz yönde etkileme ihtimali olan değişikliklerin yapılmasını kabul etmeyebilir.
DÖRDÜNCÜ KISIM
Planlama
BİRİNCİ BÖLÜM
Planlama Esasları ve Tabi Taraflar
Planlama esasları
MADDE 39- (1) TEİAŞ tarafından, Üretim Kapasite Projeksiyonu her yıl 30 Nisan tarihine kadar Kuruma sunulur.
(2) TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu Raporunun Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanmasını müteakiben, gelecek yirmi yılı kapsayacak şekilde yapılan talep tahminini, mevcut arz potansiyelini, potansiyel arz imkânlarını, yakıt kaynaklarını, iletim ve dağıtım sisteminin yapısı ve gelişme planlarını, ithalat veya ihracat imkânlarını ve kaynak çeşitliliği politikalarını dikkate alarak enerji politikalarının belirlenmesinde yararlanmak üzere Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planını hazırlayarak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının onayına sunar. Bu plan, onaylanmasını müteakip Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanır. Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı hazırlanırken; yükün karşılanamama olasılığı, puant yükün bir yılda toplam yedi gün karşılanamaması anlamına gelen yıllık %2 veya bu orandan daha düşük bir değer olacak şekilde dikkate alınır.
(3) Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşlarının katılımıyla TEİAŞ tarafından kamuoyu ile paylaşılmak üzere hazırlanarak rapor haline getirilir.
Planlamaya tabi taraflar
MADDE 40- (1) İletim sistemi gelişimine ilişkin planlama esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
Planlamaya tabi tarafların yükümlülükleri
MADDE 41- (1) Ek-11’de yer alan ayrıntılı ve standart planlama verileri; yine Ek-11’de yer alan tarihlere kadar planlamaya tabi taraflarca TEİAŞ’a sunulur.
(2) Taraflarca gönderilen standart planlama verileri TEİAŞ tarafından kaydedilir. Bilgiler TEİAŞ tarafından yapılan çalışmalarda kullanılır ve üçüncü taraflarla paylaşılmamak üzere ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına verilebilir.
(3) Standart planlama verilerinin tam ve zamanında TEİAŞ’a bildirilmesi tarafların yükümlülüğündedir.
(4) Verilerde bir önceki yıla göre herhangi bir değişiklik olmaması durumunda, bir önceki yıla ait veri sunumundan sonra verilerde değişiklik olmadığı hususu kullanıcı tarafından yazılı olarak TEİAŞ’a bildirilir.
(5) İletim sistemine bağlantı ve/veya sistem kullanımı amacıyla yeni başvuru yapıldığında standart planlama verileri, TEİAŞ’a sunulur.
İKİNCİ BÖLÜM
Plan ve Projeksiyonlar
Üretim kapasite projeksiyonu ve kısa dönem elektrik enerjisi arz-talep projeksiyonu
MADDE 42- (1) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, elektrik enerjisi talebinin kaliteli, sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanması ve piyasa katılımcılarına yol gösterilmesi için beş yıllık projeksiyonu içerecek şekilde Üretim Kapasite Projeksiyonunun hazırlanması görevi TEİAŞ tarafından yerine getirilir.
(2) Üretim Kapasite Projeksiyonunda; gerçekleşen talep ile izleyen beş takvim yılına ait talep gelişimi, mevcut üretim sistemi ve beş takvim yılına ait üretim kapasite gelişimi ile arz talep dengesi bölümleri yer alır.
(3) Üretim Kapasite Projeksiyonunun talep gelişimi bölümünde;
Bir önceki yılda dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri ve geçmiş yıllara ilişkin kayıp/kaçak miktar ve oranları,
Talebin sektörel bazdaki gelişimi,
Bir önceki yıldaki fiziki gerçekleşmenin, geçmişteki talep tahminiyle karşılaştırılmasına yönelik analizler,
ç) Bir önceki yıla ait puant talep bilgileri ile bu talebi etkileyen ana faktörler,
yer alır.
(4) Üretim Kapasite Projeksiyonunun üretim bölümünde;
a) Bir önceki yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında Türkiye toplam elektrik enerjisi kurulu gücü, emreamade kapasite ve üretim miktarı,
b) Bir önceki yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında devreye alınan toplam elektrik enerjisi kurulu gücü ve üretim miktarı,
c) Talebin güvenilir olarak karşılanması için yıllar bazında gereken kurulu güç ve emreamade kapasite artırımları,
ç) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış olan üretim tesislerine ait kapasiteler,
d) Bir önceki yılda ithal ve ihraç edilen enerji miktarları,
e) Bir önceki yılda faaliyet dışı kalan üretim tesisleri ve kapasiteleri,
f) Bir yıldan uzun süre ile hizmet dışı olması beklenen ünitelerin üretim miktarı ve süresi,
yer alır.
(5) Projeksiyonun üretim bölümünde arz-talep dengesine ilişkin senaryoların oluşturulmasında; santralların son üç yıl içerisindeki emreamade kapasiteleri dikkate alınır, yeni devreye alınacak kapasite için mevcut santralların verileri kullanılır.
(6) 7/5/2016 tarihli ve 29705 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Talep Tahminleri Yönetmeliği çerçevesinde TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kuruma sunulacak olan talep tahminlerinin TEİAŞ’ın internet sitesinde 31 Aralık tarihine kadar yayımlanmaması durumunda, Üretim Kapasite Projeksiyonunda Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan talep tahminleri kullanılır.
(7) Süresi içinde TEİAŞ’a gönderilen talep tahminlerinde, bu maddenin üçüncü fıkrasının (b), (c) ve (ç) bentlerinde öngörülen bölümlerin tamamının veya bir kısmının yer almaması hallerinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu bu bentlere dayalı analizlere yer verilmeden hazırlanır.
(8) Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu bir sonraki yıla ilişkin Türkiye elektrik enerjisi üretim, tüketim, puant talep, emreamade kapasite ve su durumuna ilişkin bilgileri ve grafikleri içerir.
Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı
MADDE 43- (1) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı aşağıdaki hususları içerir:
Çalışmada dikkate alınan kabuller, varsayımlar ve kullanılan metodoloji,
Plan dönemi başındaki mevcut sistem,
Kaynak potansiyeli ve aday üretim tesisleri,ç) 20 yıllık elektrik enerjisi ve puant güç talep tahmini,
ç) 20 yıllık elektrik enerjisi arz-talep dengesi,
20 yıllık yakıt tüketim tahminleri,
Kurulu gücün ve üretimin gelişimi,
Termik santraların üretimlerine göre emisyon değerleri,
g) Sistem güvenilirliği ile ilgili sonuçlar.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Planlama Verileri
Hazırlanacak veriler
MADDE 44- (1) Planlama verileri; Ek-11’de yer aldığı şekliyle standart planlama verileri ve ayrıntılı planlama verileri olmak üzere iki bölümden oluşur.
(2) Standart planlama verileri periyodik olarak, ayrıntılı planlama verileri ise TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından hazırlanır.
(3) Planlama verileri projenin gelişme aşamalarına göre aşağıdaki seviyeleri takip eder:
Proje ön verileri,
Taahhüt edilen proje verileri,
Sözleşmeye bağlanan proje verileri.
Proje ön verileri
MADDE 45- (1) Kullanıcının iletim sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı ile ilgili bilgi ve belgeler, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanıncaya kadar proje ön verileri olarak kabul edilir. Bu seviyedeki veriler gizlidir ve diğer aşamalara ulaşıncaya kadar TEİAŞ tarafından üçüncü taraflara açıklanamaz.
(2) Proje ön verileri, normal koşullarda sadece standart planlama verilerinden oluşur. İletim sistemi etüdlerinin daha ayrıntılı olarak yapılabilmesi amacıyla, TEİAŞ’ın talep etmesi durumunda, ayrıntılı planlama verileri de proje ön verilerine eklenir.
Taahhüt edilen proje verileri
MADDE 46- (1) Bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalandıktan sonra, proje ön verileri olarak sunulmuş olan veriler ile TEİAŞ tarafından talep edilen ilave veriler, taahhüt edilen proje verilerini oluşturur. Bu veriler ile TEİAŞ’a ait diğer veriler, yeni başvuruların değerlendirilmesinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlanmasında ve yatırım planlamasında esas alınır.
(2) Taahhüt edilen proje verileri standart planlama verileri ile ayrıntılı planlama verilerinden oluşur.
(3) Taahhüt edilen proje verileri, aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara açıklanamaz:
Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
İşletme planlaması çalışmalarında,
Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
Sözleşmeye bağlanan proje verileri
MADDE 47- (1) İletim sistemine bağlantı gerçekleşmeden önce, sözleşmeye bağlanan proje verileri, güncellenmiş gerçek veriler ile değiştirilir. Aynı şekilde, geleceğe yönelik veriler, talep de göz önüne alınarak güncelleşmiş tahmini veriler ile değiştirilir. Bu aşamada sağlanan veriler taraflar arasındaki sözleşme ve anlaşmalarda esas alınır.
(2) Sözleşmeye bağlanan proje verileri, TEİAŞ’ın diğer verileri ile birlikte, yeni başvuruların değerlendirilmesinde ve iletim sisteminin planlamasında esas alınır.
(3) Sözleşmeye bağlanan proje verileri standart planlama verileri ve ayrıntılı planlama verilerinden oluşur.
(4) Sözleşmeye bağlanan proje verileri aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara açıklanamaz:
a) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
b) İşletme planlaması çalışmalarında,
c) Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
BEŞİNCİ KISIM
İşletme Kuralları
BİRİNCİ BÖLÜM
Talep ve Enerji Tahmini Esasları ve Taraflar
Talep ve enerji tahmini esasları
MADDE 48- (1) Talep ve enerji tahmini, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuata tabi taraflardan alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma teklifleri çerçevesinde, sistem bütünlüğü, arz güvenliği ve kalitesine ilişkin şartlar sağlanarak her gün yapılır.
(2) İletim sistemine ilişkin etütler; üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin planlı bakım ve onarımı ile üretim tesislerinin devre dışı edilme programlarının koordine edilmesi, talep ve enerji tahmini esas alınarak yapılır.
Talep ve enerji tahminine tabi taraflar
MADDE 49- (1) Talep ve enerji tahmini esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
İKİNCİ BÖLÜM
İşletme Planlaması
İşletme planlamasının esasları
MADDE 50- (1) İşletme planlaması; tesis ve/veya teçhizatın bakım, onarım ve bağlantı nedeniyle devre dışı edilme durumlarının talep ve enerji tahmini ile uyumlu olarak TEİAŞ tarafından koordine edilmesini içerir.
(2) TEİAŞ, talebin sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanabilmesi ve sistemi etkileyebilecek devre dışı olma durumlarının asgari düzeye indirilmesi için; işletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan ünitelerin ve iletim sistemi tesis ve/veya teçhizatının planlı olarak devre dışı edilme programlarını koordine ederek işletme planlamasını gerçekleştirir.
(3) İşletme planlaması; işletme planlamasına taraf ünitelerin, iletim veya dağıtım sistemi tesis ve/veya teçhizatının programlı devre dışı edilmeleri ile ilgili olarak aşağıdaki durumları kapsar;
Üretim hizmetlerinde, yakıt temini de dahil, herhangi bir aksamadan dolayı, işletme planlamasına taraf ünitelerin emreamadeliğinin düşmesine yol açan bir durumun ortaya çıkması,
Bir yedek santralın normal işletme usulleri içinde emreamadeliğinin düşmesine yol açan bir durumun ortaya çıkması,
İşletme planlamasına taraf ünitelerin iletim sistemine enerji vermelerinde kısıt ve engellerin ortaya çıkması,
ç) İletim veya dağıtım sisteminin tesis veya teçhizatının programlı devre dışı edilmesi halinin ortaya çıkması.
İşletme planlamasına tabi taraflar
MADDE 51- (1) İşletme planlaması esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
Planlı olarak devre dışı edilme esasları
MADDE 52- (1) İşletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan üretim tesisleri, bir sonraki yıl için tesis ve/veya teçhizatlarının planlı olarak devre dışı edilme taleplerini, içinde bulunulan yılın 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirirler. TEİAŞ’ın belirleyeceği kurulu güç ve üzerindeki üretim tesisleri için, istenilen şablona uygun olarak yapılan bildirimler TEİAŞ’ın hazırlayacağı plana dahil edilir. Bu bildirimde ünitelerin haftalık emreamade olma durumları da yer alır.
(2) TEİAŞ, her yıl 31 Mayıs tarihine kadar iletim sistem kısıtlarını da dikkate alarak bir sonraki yıl için yedek ünite analizini yapar. TEİAŞ, bu analize dayanarak 30 Haziran tarihine kadar yıllık planın ilk taslağını hazırlar ve varsa değişiklik önerilerini ilgili tarafa yazılı olarak bildirir. İlgili taraf, TEİAŞ’ın değişiklik önerilerine 31 Temmuz tarihine kadar itiraz edebilir ve itiraz ettikleri hususlara ilişkin alternatif önerilerini 31 Ağustos tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(3) TEİAŞ, değişiklik önerileri üzerinde ilgili taraf ile görüşerek 30 Eylül tarihi itibarıyla yıllık planın ilk taslağını oluşturur ve devre dışı olma programı değiştirilen kullanıcıları bilgilendirir.
(4) Bir sonraki yıl için hazırlanan yıllık plan, 31 Ekim tarihine kadar nihai şekline getirilir. TEİAŞ, dengeleme sistemine katılan ünitelerin devre dışı olmalarına ilişkin bu bilgileri yıllık plan nihai hale getirilene kadar gizlilik kuralları içerisinde değerlendirir.
(5) TEİAŞ tarafından onaylanmış nihai yıllık devre dışı olma planında yer alan bir devre dışı olma programı sadece aşağıdaki şekilde değiştirilebilir;
a) Arz güvenliği, elektrik sisteminin veya kullanıcı personelinin emniyeti veya kamu güvenliği nedeniyle TEİAŞ tarafından devre dışı edilmeden önce yapılan bir bildirimle,
b) Arz güvenliği ve düşük maliyetli işletmecilik açısından kullanıcıdan gelen talep üzerine ve TEİAŞ’ın onayı ile,
c) Kullanıcıya özgü bir değişiklik kapsamında TEİAŞ ile kullanıcı arasında sağlanan bir mutabakatla.
(6) Kullanıcılar, TEİAŞ tarafından onaylanan nihai işletme planlamasına uymak zorundadır.
İçinde bulunulan yıl için planlı olarak devre dışı olma esasları
MADDE 53- (1) İçinde bulunulan yıla ilişkin devre dışı olma planı aşağıdaki esaslara uygun olarak hazırlanır:
a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini, dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla, izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak bildirirler.
b) MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve bu sistemlerdeki kısıtları dikkate alarak ve üretim tesislerindeki ortaya çıkabilecek arızalar için makul bir yedek kapasite bırakarak fiili üretim kapasitesinin alt ve üst sınırlarını her iş günü 11.00 - 16.00 saatleri arasında analiz eder.
c) Yapılan analiz sonucunda mevcut emreamadeliklerin izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre içinde yedek kapasite açısından bir eksikliğe yol açtığının anlaşılması durumunda MYTM erteleme talebini üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile dağıtım şirketlerine bildirir.
Kısa süreli planlı devre dışı olma durumları
MADDE 54- (1) Nihai yıllık devre dışı olma planında yer almayan, fakat üzerinde mutabakata varılmış, başlangıç zamanı ve süresi planlı olan devre dışı olma durumlarıdır.
(2) Sekiz saatten az süren planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yirmidört saat önceden bildirim yapılır.
(3) Sekiz saatten kırksekiz saate kadar olan planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yedi takvim günü önceden bildirim yapılır.
Bildirimli plansız devre dışı olma durumları
MADDE 55- (1) İşletme planlamasına tabi taraflar, tesis ve/veya teçhizatında engellenemeyen bir nedenle ortaya çıkacak devre dışı olma durumunu aşağıdaki hususları içerecek şekilde TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir:
a) Etkilenen tesis ve/veya teçhizata ve emreamadeliğindeki kısıtlamaya ilişkin detaylar,
b) Plansız devre dışı olma durumunun başlangıç zamanı,
c) Etkilenen tesis ve/veya teçhizatın tekrar devreye alınması ve geçici kapasite sınırlamalarının ortadan kaldırılması için öngörülen zaman,
ç) Plansız devre dışı olma durumunun diğer tesis ve/veya teçhizatta yol açacağı kısıtlamaların detayları veya arıza riski.
(2) TEİAŞ, iletim sisteminin güvenliğinin olumsuz bir şekilde etkilenme ihtimalinin söz konusu olması durumunda, kullanıcıdan plansız devre dışı olmaya ilişkin işlemini erkene almasını veya ertelemesini talep eder. Kullanıcı bu talep ile mutabık ise, plansız devre dışı olma işlemi ile ilgili yeni önerisini TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir.
Zorunlu devre dışı olma durumları
MADDE 56- (1) TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının, 20 nci maddenin sekizinci fıkrasında belirtilen frekans aralıklarına karşılık gelen minimum süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak şekilde çalışması zorunludur.
(2) İşletme planlamasına tabi taraf olan üretim faaliyeti gösteren bir tesis ve/veya teçhizatın TEİAŞ tarafından verilmiş iznin dışında zorunlu olarak devre dışı olması veya kapasitesinin düşmesi, iletim veya dağıtım sistemi ile bağlantısının kesilmesi veya iletim sistemi kısıtlarının ortaya çıkması halinde kullanıcı TEİAŞ’ı gecikmeden bilgilendirir.
(3) Kullanıcı tesis ve/veya teçhizatının zorunlu devre dışı olma süresine ilişkin tahminini ve TEİAŞ tarafından talep edilen diğer bilgileri sağlar. Devre dışı olma ile ilgili tam olarak belirlenemeyen bilgiler netleştikçe, gecikmeden TEİAŞ’a bildirilir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 57- (1) İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme özelliklerinde bir önceki yıla göre yapılan değişiklikleri, ünite transformatörünün teknik özelliklerini, ünite yüklenme eğrisini Ek-13 ve ünite planlama parametrelerini Ek-14’e uygun olarak her takvim yılının 31 Mart tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile şalt sahası TEİAŞ’a ait olmayan sistem kullanıcıları, TEİAŞ tarafından istenen sistem işletimine yönelik bilgileri, günlük olarak, TEİAŞ tarafından belirlenen sürede ve şekilde TEİAŞ’a vermekle yükümlüdür.
TEİAŞ’ın veri yayımlama yükümlülüğü
MADDE 58- (1) TEİAŞ, bu bölüm kapsamında kendisine bildirilen tüm planlı, plansız ve zorunlu devre dışı olma durumlarını kendisine intikal eder etmez vakit geçirmeksizin duyurmak üzere gerekli internet araçlarını kullanır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İşletme Yedekleri Planlaması
İşletme yedekleri planlama esasları
MADDE 59- (1) TEİAŞ, sistem işletmesinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde yeterli işletme yedeği sağlanacak şekilde planlama yapar.
(2) Sistem işletmesi için oluşturulan işletme yedekleri, sistem arz ve talebini gerçek zamanda dengelemek amacıyla kullanılır.
İşletme yedekleri planlamasına tabi taraflar
MADDE 60- (1) İşletme yedekleri planlama esasları;
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
İşletme yedekleri
MADDE 61- (1) İşletme yedeği, sistem frekansı sapmalarının düzeltilmesine ve sistem kararlılığının sağlanmasına katkıda bulunmak için devredeki ünitelerden alınabilen ek üretim kapasitesi ve/veya devrede olmayıp sistem işletmecisi tarafından belirlenen sürelerde devreye alınabilen üniteler ile sağlanan yedeklerdir. İşletme yedeği aşağıdaki yedeklerden oluşmaktadır:
a) Primer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını hedeflenen işletme koşullarında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu primer frekans kontrol yedeği belirli bir tolerans dahilinde, TEİAŞ tarafından ENTSO-E tarafından konulan prensipler dikkate alınarak belirlenir. Primer frekans kontrol yedeğinin kesintisiz olarak sürekli sağlanması esastır. Üretim tesisleri ve bölgeler bazında primer frekans kontrol yedeğinin dengeli dağıtılması esası dikkate alınır.
b) Sekonder frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, otomatik üretim kontrol programı vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu sekonder frekans kontrol yedeği, primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlayacak ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesini sağlayacak miktarda ENTSO-E tarafından konulan prensipler dikate alınarak TEİAŞ tarafından belirlenir. Sekonder frekans kontrol yedeğinin bu ihtiyacı karşılamakta yetersiz kalması durumunda ilave olarak tersiyer frekans kontrolü yedeği kullanılabilir. Sekonder frekans kontrol yedeği hem normal işletme koşullarında görülebilecek sapmalar halinde hem de üretim ile tüketim arasında büyük bir arızaya bağlı dengesizlik olması durumunda kullanılmak üzere kesintisiz olarak sürekli sağlanmalıdır.
c) Tersiyer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması ihtimaline karşı sekonder yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmıdır. Tersiyer frekans kontrol yedeği, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatları aracılığıyla dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanır.
ç)
(2) Normal işletme koşullarında işletme yedeklerinin devreye girme sıralamasının aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olması esastır.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü hallerde işletme yedeklerinin miktarlarının belirlenmesinde iletim sisteminin arızalar sonucunda adalara bölünmesi durumuna karşı, teknik imkanlar dahilinde tüm adaların ihtiyacının karşılanabilmesini bir kriter olarak kullanabilir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 62- (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, işletme yedeği sağlayan ve adına kayıtlı olan üretim tesislerine ilişkin TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde ölçülerek, kayıt altına alınması ve raporlanması amacına yönelik hizmetleri, TEİAŞ’ın resmi internet sitesinde yayımladığı formatta sağlar. TEİAŞ tarafından belirlenen ve ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alan veriler, anlaşma konusu yan hizmetlerin sağlandığı süre boyunca arıza halleri, planlı veya belirli müdahaleler dışında kesintisiz olarak ölçülüp kayıt altına alınır.
(2) TEİAŞ tarafından belirlenen veriler, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından Yedinci Kısımda yer alan verilerin kaydedilmesine ilişkin hükümler çerçevesinde kaydedilerek TEİAŞ’a bildirilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Acil Durum Önlemleri
Acil durum önlemlerine ilişkin esaslar
MADDE 63- (1) İşletme koşulları sistem frekansına (f) bağlı olarak belirlenir. Sistem frekansının içinde bulunduğu değer aralığına göre aşağıdaki işletme koşulları tanımlanmıştır:
a) Hedeflenen işletme koşulları: 49,8 Hz ≤ f ≤50,2 Hz
b) Kabul edilebilir işletme koşulları: 49,5 Hz ≤ f < 49,8 Hz ve 50,2 Hz < f ≤ 50,5 Hz
c) Kritik işletme koşulları: 47,5Hz ≤ f < 49,5Hz ve 50,5Hz < f ≤ 52,5Hz
ç) Kararsız işletme koşulları: f < 47,5 Hz ve 52,5 Hz < f
(2) Üretim gücünün düşmesi ve/veya iletim sisteminde, uluslararası enterkonneksiyon hatları dahil, arıza nedeniyle açma ve/veya aşırı yüklenme durumlarında işletme yedeklerinin yetersiz kalması gibi nedenler sonucunda kritik veya kararsız işletme koşullarının oluşması halinde veya bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen gerilim sınırları dışında aşırı gerilim düşmelerinin oluşması halinde, TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde acil durum önlemleri uygulanır:
a) Bu yönetmeliğin ilgili maddesi kapsamında üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere acil durum bildirimi yapılması,
b) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tüketim tesisi sahibi tüzel kişilerin anlık talep kontrolü hizmeti sağlaması,
c) Otomatik olarak düşük frekans röleleri ile talebin kesilmesi,
ç) TEİAŞ tarafından talebe planlı veya plansız olarak kesinti/kısıntı uygulanması.
(3) Kısmi sistem çökmeleri veya bölünmeleri ve benzeri durumlarda sistem frekansının kabul edilebilir sınırlar içinde tutulabilmesi ve işletme güvenliğinin korunması için, ikinci fıkrada belirtilen acil durum önlemleri uygulanabilir.
Acil durum önlemlerine tabi taraflar
MADDE 64- (1) 63 üncü madde kapsamında yer alan acil durum önlemlerine;
a) TEİAŞ,
b) Dağıtım şirketleri ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan serbest tüketiciler,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketiciler,
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler,
taraftır.
Üretim tesislerine uygulanacak acil durum tedbirleri
MADDE 65- (1) MYTM ve/veya BYTM acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara acil durum bildiriminde bulunur. Acil durum bildirimlerinde, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu olması şartı aranmaz. Dengeleme birimi olup dengeleme güç piyasası kapsamında teklif sunmamış olan veya dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine sahip piyasa katılımcılarına, ilgili üretim tesisleri için Sistem İşletmecisi tarafından acil durum talimatı verilebilir. Kullanıcıların MYTM ve/veya BYTM’nin acil durum bildirimlerini yerine getirmesi esastır. Kullanıcının bu talimatları yerine getiremeyeceğinin ortaya çıkması durumunda, MYTM ve/veya BYTM PYS veya telefon, faks, paks gibi iletişim araçları ile ivedilikle haberdar edilir.
Anlık talep kontrolü
MADDE 66- (1) Anlık talep kontrolü, primer frekans kontrolüne ek olarak, frekansın düşük frekans rölelerinin çalıştığı seviyeye düşmesini önlemek amacıyla tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleriyle kesilmesi ile sağlanır.
(2) Anlık talep kontrolü hizmeti Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanmış olan anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesisleri tarafından sağlanır. Sistem frekansının, dinamik simülasyon ve/veya sistem gereksinimlerine göre TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin tüketimi anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilir.
(3) Anlık talep kontrol hizmeti Ek-17’de yer alan usuller çerçevesinde anlık talep kontrol performans testleri sonucunda anlık talep kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen tüketim tesislerinden sağlanır.
(4) Tüketim tesisleri tarafından isteğe bağlı olarak teklif edilen ve sistem frekansının düşmesi sonucunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebilen yük miktarının tamamı anlık talep kontrol yedeğini oluşturur. Anlık talep kontrol yedeği, sistem frekansının 49,0 Hz seviyesine inmesini önleyecek şekilde primer frekans kontrol yedeğine ek olarak devreye girmek üzere TEİAŞ tarafından planlanır. Bu doğrultuda, sistemin gereksinim duyacağı anlık talep kontrol yedeği miktarı TEİAŞ tarafından belirlenir.
Talebin düşük frekans rölesi ile zorunlu kesilmesi
MADDE 67- (1) Sistem frekansının 49,0 Hz, 48,8 Hz, 48,6 Hz, 48,4 Hz olarak belirlenmiş frekans kademelerine düşmesi durumunda talep, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilir. Sistem frekansının 49,0 Hz’e düşmesi durumunda talebin %10 ila %20’si otomatik olarak zorunlu kesilir. 49,0 Hz’i takip eden her bir frekans kademesinde kesilecek talep miktarı, sistem kullanıcılarının teknik gereksinimleri göz önünde bulundurularak sistem işletmecisi tarafından belirlenir. TEİAŞ, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep için eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin her 4 ayda bir rotasyon yapar.
(2) Düşük frekans röleleri ile talebin otomatik olarak zorunlu kesilmesi, kısa dönemli bir arz talep dengesizliğini ortadan kaldırmak için yapılır.
(3) Sistem frekansının belirlenen kademelere düşmesi durumunda düşük frekans röleleri 100-150 milisaniye içinde çalışacak teknik özellikte olmak zorundadır. Düşük frekans rölelerinin hassasiyet değerinin 0,05 Hz’i aşmaması esastır.
Plansız zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
MADDE 68- (1) Sistemin tamamında veya önemli bir kısmında, 63 üncü maddede belirtildiği üzere sistemde gerilim sınırlarının dışında ve kritik veya kararsız işletme koşullarının ortaya çıkması halinde, bunun sonucunda kısmi veya genel bir sistem oturmasını önlemek üzere sistem işletmecisinin gerekli görmesi durumunda plansız zorunlu kesinti/kısıntı uygulanabilir.
Planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
MADDE 69- (1) Piyasa işletmecisi tarafından sistem işletmecisine dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında bildirilen talep azaltma bildirimi sonucunda uygulanması gereken kesinti programı da dahil, 63 üncü maddede belirtilen acil durumların ortaya çıkması ihtimaline karşı eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanır. Bu uygulama taleplerin kesilmesini/kısılmasını içeren bir program çerçevesinde dönüşümlü olarak yapılır. Bu kesinti/kısıntı yöntemine başvurulabilmesi için 63 üncü madde kapsamında belirtilen diğer tüm önlemler uygulansa dahi bunların yetersiz kalarak acil durum oluşma ihtimalinin doğacağının TEİAŞ tarafından makul olarak öngörülebilmesi gerekir. Kurum gerekmesi halinde daha sonra bu öngörülere baz teşkil eden gerekçeleri TEİAŞ’dan isteyebilir.
(2) Piyasa işletmecisi tarafından bildirilen talep azaltma bildirimi TEİAŞ tarafından toplam kesinti miktarında bir değişiklik yapılmaksızın acil durum önlemleri prosedürü çerçevesinde uygulanabilir planlı zorunlu kesinti/kısıntı programına dönüştürülür.
Acil durum önlemleri prosedürünün bildirimi
MADDE 70- (1) İletim sistemi bütünlüğünün korunması için acil durum önlemlerine ilişkin çeşitli senaryoları kapsayan Acil Durum Önlemleri Prosedürü TEİAŞ tarafından resmi internet sitesinde görüşe açılmak suretiyle hazırlanır.
(2) Acil durum önlemleri prosedürü, acil durum bildirimi ve acil durum önlemleri olmak üzere iki bölümden oluşur. Bu prosedür Kurumun bilgisi dahilinde TEİAŞ tarafından gerektiğinde değiştirilebilir.
(3) TEİAŞ tarafından kullanıcılara yapılan acil durum bildirimleri aşağıda belirtilmiştir:
a) Acil durum önlemlerinin devreye alınma zorunluluğu ortaya çıktığı durumlarda;
1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere 4 üncü maddede yer alan “Acil durum bildirimi” tanımındaki iletişim araçlarıyla, acil durum talimatı verme kararı alınır alınmaz en kısa sürede ve gecikme olmaksızın, fakat her halükarda uygulama başlamadan en geç 30 dakika önce olmak üzere, ilgili BYTM’ler tarafından,
2) Kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara 4 üncü maddede yer alan yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla, planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulama başlamadan önce, söz konusu kesinti/kısıntı kararı alınır alınmaz en kısa sürede ve gecikme olmaksızın ilgili BYTM’ler tarafından,
kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır. Bildirim süresi yukarıdaki koşullar geçerli olmak üzere, kesinti/kısıntı başlamadan önce 30 dakikadan az olamaz.
b) Kesinti/kısıntı ihtimalinin ortadan kalkması durumunda kullanıcılara yapılan uyarıların iptali, 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla, kaldırma kararı alınır alınmaz ve uygulama başlamadan önce gecikme olmaksızın mümkün olan en kısa sürede ilgili BYTM’ler tarafından planlı kesinti/kısıntı uygulaması iptal bildirimi yapılır.
c) Kısa bir süre içinde plansız zorunlu kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara; söz konusu karar alınır alınmaz mümkün olan en kısa sürede veya uygulamadan hemen sonra 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla ilgili BYTM’ler tarafından plansız kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır.
(4) Acil Durum Önlemleri Prosedürü, TEİAŞ tarafından yayımlanarak kullanıcılara duyurulur. Uygulamada kullanıcı ile mutabakata varılamadığı durumlarda TEİAŞ, Kurumun görüşünü alır ve bu çerçevede uygulama yapar.
BEŞİNCİ BÖLÜM
İşletme İletişimi ve Bilgi Akışı
İşletme iletişimi esasları
MADDE 71- (1) İşletme iletişimi, TEİAŞ ile kullanıcılar arasında iki yönlü güvenilir bir iletişim sisteminin oluşturulması esaslarını içerir.
İşletme iletişimine tabi taraflar
MADDE 72- (1) İşletme iletişim esasları;
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
Serbest tüketicilere,
uygulanır.
İşletme faaliyetlerinin ve olayların bildirilmesi
MADDE 73- (1) TEİAŞ ve kullanıcılar; aşağıdaki yöntem ve usullere göre, işletme faaliyetleri ve olaylara ilişkin bilgileri birbirlerine iletir.
(2) Şebekenin işletilmesiyle ilgili olarak TEİAŞ tarafından yürütülen planlı bir faaliyetin, kullanıcının üretim tesisinin veya şebekesinin öngörülenden farklı şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, kullanıcı, TEİAŞ tarafından MYTM veya BYTM yoluyla gecikmeden haberdar edilir.
(3) Kullanıcı tarafından gerçekleştirilen, kullanıcının şebekesi veya üretim tesisinin işletmesiyle ilgili planlı bir faaliyetin, iletim sisteminin öngörülenden farklı bir şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, TEİAŞ, kullanıcı tarafından gecikmeden haberdar edilir. TEİAŞ ise bu durumdan etkilenebilecek diğer kullanıcılara bildirimde bulunur.
(4) Yukarıdaki durumlardan birinin meydana gelmesi halinde, buna ilişkin muhtemel riskler ve sonuçları bildirimde ayrıntılı olarak yer alır. Bu bildirimler, bildirimde bulunulan tarafa riskin değerlendirilebilmesi ve bundan kaynaklanan problemlerin çözülebilmesi için yeterli süre tanıyacak şekilde gönderilir.
(5) Sistemde; personel hatası, teçhizatın ve/veya kontrol teçhizatının yanlış çalışmasından dolayı ortaya çıkan arıza, hatalı işletme gibi plan dışı olaylara veya normal işletme şartlarından ayrılmaya yol açan herhangi bir olaya ilişkin bildirimler yazılı bildirim yapılması için yeterli zamanın olmadığı hallerde; olayın meydana gelmesinin ardından otuz dakika içinde sözlü olarak yapılır. Daha sonra, faks, e-posta veya posta yoluyla yazılı olarak teyit edilir.
Önemli olayların bildirilme yükümlülüğü
MADDE 74- (1) Sistem gerilim ve frekansının normal işletme sınırlarının dışına çıkması, iletim sistemi kararsızlığı, tesis ve/veya teçhizatın aşırı yüklenmesi ve bunlar sonucu kişi ve/veya kamu haklarına zarar veren olaylar, önemli olay olarak kabul edilir.
(2) Kullanıcının TEİAŞ’a bildirdiği bir olayın, iletim sistemi üzerinde önemli bir etkisi olduğuna TEİAŞ tarafından karar verilmesi halinde, TEİAŞ kullanıcıdan önemli olay raporunu yazılı olarak hazırlamasını talep edebilir. Bu rapor talep edildikten sonraki ilk iş günü Ek-16’ya uygun olacak şekilde hazırlanır ve TEİAŞ’a gönderilir.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü takdirde, kullanıcılardan olaya ilişkin önemli olay raporu hazırlanmasını da talep edebilir.
Uyarılar
MADDE 75- (1) TEİAŞ, iletim sisteminde meydana gelen önemli olaylardan zarar görmesi muhtemel kullanıcılara PYS, telefon, paks, faks veya e-posta yoluyla uyarı gönderir. Bu uyarı, söz konusu olayın muhtemel sebebini, sistem üzerindeki etkisini ve süresini içerir.
ALTINCI BÖLÜM
Erişim ve Çalışma Güvenliği
Erişim
MADDE 76- (1) Kullanıcıların veya TEİAŞ’ın mülkiyeti veya sorumluluğundaki sahalara erişime ilişkin hükümler, TEİAŞ ile kullanıcı arasında yapılan bağlantı anlaşmasında yer alır.
Çalışma güvenliği esasları
MADDE 77- (1) Çalışma güvenliği esasları, bir veya birden fazla kullanıcının taraf olduğu tesis ve/veya teçhizat üzerinde yapılacak çalışmalarda temel güvenlik önlemlerinin sağlanması ve koordinasyonu için uygulanacak yöntemleri içerir.
Çalışma güvenliğine tabi taraflar
MADDE 78- (1) Çalışma güvenliği esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere
uygulanır.
Güvenlik önlemleri
MADDE 79- (1) Çalışmaya başlamadan önce kullanıcılar birbirlerinin elektrik kesme ve topraklama ile ilgili güvenlik önlemlerini onaylar. Kullanıcılar karşılıklı olarak birbirlerine çalışmanın bittiğini teyid edene kadar güvenlik önlemleri muhafaza edilir. Kullanıcılardan birinin güvenlik önlemlerinde bir değişiklik meydana gelmesi halinde değişiklik karşılıklı teyid edilir ve güvenlik önlemleri yeniden onaylanır.
Çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler
MADDE 80- (1) TEİAŞ ve kullanıcı, çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler listesini ismen oluşturur. Yetkili kişiler listesini, TEİAŞ kullanıcıya, kullanıcı da TEİAŞ’a bildirir. Bu listelerde bir değişiklik olması halinde yeni liste karşılıklı olarak teyid edilir.
Çalışma izni isteği
MADDE 81- (1) Devre dışı kalması halinde iletim ve/veya dağıtım sistemini etkileyen veya kullanıcılara elektrik enerjisi sağlanmasında kesintiye yol açan bir teçhizat üzerinde yapılacak önleyici bakım/onarım çalışmaları için çalışmalara başlamadan önce, güvenlik önlemlerinin alınabilmesi için, çalışma izni isteği, ilgili yük tevzi merkezine, çalışmayı yapacak kullanıcı tarafından Ek-19’daki form (Form YTİM-1) doldurulmak suretiyle çalışmanın başlamasından en az bir hafta önce iletilir. Bazı hallerde zorunlu nedenlerden dolayı bu süre daha kısa olabilir. İşin koordinasyonuna ve önlemlerin alınabilmesine imkan vermek amacıyla en az 24 saat önceden izin istenmesi gereklidir. Aksi halde çalışma izni verilmez.
(2) Çalışma izni isteğinin ilgili yük tevzi merkezi tarafından kabul edilmesini takiben çalışma izni verilir. Çalışma izni isteği ancak ilgili yük tevzi merkezinin onayı ile iptal edilir. Çalışma izni iptali için yapılan başvurularda Ek-20’de yer alan form (Form YTİM-2) doldurulur.
(3) Sistemdeki arıza sebebiyle servisten çıkmış, çıkartılmış ve çıkartılması gereken teçhizat üzerinde yapılacak arızalı durum çalışmalarında çalışma izni isteğine gerek yoktur.
Çalışmanın başlaması
MADDE 82- (1) Tesis veya teçhizatın devre dışı edilme, elektrik kesme ve topraklama süreçlerinin koordinasyonu söz konusu çalışmaya katılan tarafların kontrol merkezleri tarafından yürütülür. Ek-21’de yer alan form (Form YTİM-3) BYTM tarafından doldurulur ve söz konusu manevralar bu forma göre yapılır.
(2) Çalışma başlamadan önce tarafların alacağı güvenlik önlemleri ve bu önlemlerin yeterliliği üzerinde mutabakat sağlanır ve bu mutabakat tarafların kontrol mahallerinde yazılı olarak kaydedilir.
(3) Çalışmaya başlamadan önce, üzerinde mutabakata varılan tüm güvenlik önlemleri taraflarca alınır. Formda numara, isim ve konum ile belirlenmiş tüm elektrik kesme noktaları kilitlenir ve teçhizat kartlanır. Bu işlemin tamamlandığı, sahadaki güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve diğer tarafça teyit edilir.
(4) Tüm besleme noktalarında elektriğin kesilmesini takiben, gerekli topraklamalar yapılır. Yapılan topraklamalar numara, isim ve konumları ile kontrol edilir.
(5) Topraklama ayırıcıları topraklı pozisyonda kilitlenir ve bir uyarı levhası konulur. Topraklamanın tamamlandığı sahadaki güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve diğer tarafça teyit edilir. Çalışma izni; ancak tüm elektrik kesme ve topraklamanın taraflar arasında önceden mutabakata varıldığı gibi tamamlanmasından sonra verilir.
(6) Çalışma izninde yazılı güvenlik önlemlerinin sürdürülmesi ve izin iptali veya iş bitimine kadar bu önlemlerin kaldırılmaması, izin formunda adı geçen çalışmayı yapacak ekip şefi veya koordinasyon sorumlusunun sorumluluğundadır. Güvenlik önlemleri ancak iş bitimi veya çalışma izninin iptali ile kaldırılabilir.
Çalışmanın tamamlanması
MADDE 83- (1) Çalışma tamamlandığında; çalışmayı yapacak ekip şefi veya koordinasyon sorumlusu, sistemdeki topraklama ve elektrik kesmenin kaldırılabileceği konusunda ilgili BYTM’yi bilgilendirir. Tesis ve/veya teçhizatın yeniden işletmeye alınması, ilgili BYTM’ler tarafından koordine edilir.
Güvenlik kaydı
MADDE 84- (1) TEİAŞ ve kullanıcı, her işletme sahasında, o sahadaki güvenlik ile ilgili tüm mesajların kronolojik kaydını tutar. Bu kayıtlar en az bir yıl süre ile saklanır.
Güvenlikle ilgili sorumluluklar, eğitim ve çevre
MADDE 85- (1) Taraflardan birinin mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada yer alan bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışma yapan diğer taraf, mülkiyet sahibi tarafın güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. Aynı şekilde; bir kullanıcının mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada çalışma yapan yetkili bir TEİAŞ çalışanı da, kullanıcının güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. TEİAŞ ve kullanıcılar bu konularla ilgili kendi elemanlarına bir yılı aşmayan periyodlarda eğitim verir.
(2) Taraflardan birinin bağlantıları için; taraflar arasındaki işletme ve varlık mülkiyeti sınırlarını da kapsayacak şekilde saha düzenini gösteren veya bu hususa esas teşkil edecek şekil, prensip, temel prosedür, saha sorumluluk çizelgesi ve manevra şeması talep edilmesi halinde mülkiyet sahibi tarafça diğer tarafa verilir.
(3) TEİAŞ ile kullanıcılar yaptıkları çalışmalarda çevre korunmasına yönelik gerekli tedbirleri alırlar.
Enerji altında bakım çalışmaları
MADDE 86- (1) TEİAŞ, iletim sisteminde gerekli durumlarda enerji altında bakım çalışmaları yapabilir veya yaptırabilir.
YEDİNCİ BÖLÜM
Sistem Toparlanması
Sistem toparlanma esasları
MADDE 87- (1) Sistem toparlanması, iletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda, TEİAŞ’ın en az kayıpla, mümkün olduğunca hızlı ve güvenli bir şekilde arzın müşterilere tekrar sağlanması esaslarını içerir.
Sistem toparlanmasına tabi taraflar
MADDE 88- (1) Sistem toparlanması esasları;
TEİAŞ’a,
Toparlanma yeteneği olan ve oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan üretim tesislerine,
İthalat yapan tüzel kişilere,
uygulanır.
Toparlanma yeteneği olan üretim tesisleri
MADDE 89- (1) Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanan oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamına alınarak, TEİAŞ tarafından toparlanma yeteneği olan üretim tesisleri olarak belirlenir. Bu tesislerden temin edilen enerji, iletim sisteminin enerjilenmesi, müşterilerin beslenmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınmasında kullanılır.
(2) Oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet alınacak üretim tesislerinde Ek-17’de yer alan oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin performans testlerinin tamamlanması ve ilgili üretim tesislerinin toparlanma yeteneğine sahip olduğunun tespit edilmesi gereklidir.
(3) Enterkonneksiyon bağlantıları ve adalardan oluşan enerji sistemleri arasındaki tesis ve/veya teçhizat, uygun olması halinde, oturan sistemin toparlanması için kullanılabilir.
Sistem toparlanma planı
MADDE 90- (1) Sistemin toparlanması için oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamında yer alan üretim tesislerini kapsayacak şekilde ayrıntılı bir sistem toparlanma planı TEİAŞ tarafından hazırlanır ve gerektiğinde güncellenir.
(2) Kullanıcı tarafından izlenecek toparlanma stratejisi bu planda yer alır ve sırasıyla aşağıdaki gibi uygulanır:
a) Toparlanma yeteneği olan üretim tesisi etrafında adalardan oluşan birkaç sistemin kurulması,
b) Yerel yüklerin üretim tesislerinden beslenmesi,
c) Ada sistemlerinin birbirleri ile senkronizasyonunun sağlanması,
ç) Sistemin bütününün nihai olarak normal işletmeye alınması.
(3) Sistem toparlanma planı; ayrıntılı toparlanma stratejisine ek olarak aşağıdaki hususları da kapsar:
a) Toparlanma öncelikleri,
b) Toparlanma için mevcut tesis ve/veya teçhizat,
c) TEİAŞ’ın talimatları doğrultusunda veya iletişim arızası olması durumunda bağımsız hareket ederek, ada sistemleri oluşturacak olan üretim tesislerinin, dağıtım şirketlerinin ve diğer kullanıcıların izleyeceği kurallar,
ç) Hükümet, medya ve kamuoyunun bilgilendirilmesi.
Sistem toparlanma planının güncellenmesi
MADDE 91- (1) İletim sistemine yeni tesis ve/veya teçhizatın ilave edilmesi veya mevcut bazı tesis ve/veya teçhizatın hizmet dışı olması durumunda, TEİAŞ iletim sistemi toparlanma planını yeniden gözden geçirir ve günceller. Bunun dışında plan, en az iki yılda bir gözden geçirilir ve güncellenir.
(2) TEİAŞ iletim sistemini etkileyen gelişmeleri veya değişen şartları göz önünde bulundurarak planda revizyon yapabilir.
Sistem toparlanma planının uygulanması
MADDE 92- (1) Sistem toparlanma planı; toparlanma sürecinin taraflarını, sistemin en hızlı ve güvenli şekilde toparlanmasını sağlamak amacıyla yönlendirir.
(2) Toparlanma planı, üretim tesis ve/veya teçhizatının emreamadeliğine, zamana, kullanıma ve bakım ihtiyaçlarına bağlı olarak değişiklik gösterebilir. Toparlanma planının söz konusu değişikliklere bağlı olarak kısmen veya tamamen uygulanmasının mümkün olamaması durumunda, TEİAŞ, MYTM vasıtası ile iletim sisteminin durumunu tekrar değerlendirir ve yeni bir sistem toparlanma planı belirler.
(3) Üretim ve dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler, MYTM tarafından toparlanma süreci boyunca verilen talimatlara, sistem toparlanma planına aykırı olsa bile uymak zorundadır.
Sistem toparlanma eğitimi
MADDE 93- (1) Sistem toparlanma planında görev alacak kullanıcı personelin yeterli mesleki eğitim, nitelik ve deneyim sahibi olmasının sağlanması, kullanıcının sorumluluğundadır.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Bağlantı Noktalarındaki Tesis ve/veya Teçhizatın Numaralandırılma ve İsimlendirilmesi
Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları
MADDE 94- (1) Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları, TEİAŞ ve kullanıcıya ait bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın, şalt merkezlerinin isimlerini de içerecek şekilde numaralandırılması ve isimlendirilmesine ilişkin sorumlulukların ve prosedürlerin belirlenmesini kapsar.
(2) Tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi bağlantı noktaları için hazırlanmış olan manevra şemalarına işlenir.
(3) Tesis ve/veya teçhizat Ek-24’te verilen formata uygun olarak numaralandırılır ve isimlendirilir.
Numaralandırma ve isimlendirmeye tabi taraflar
MADDE 95- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi esasları TEİAŞ ile 66 kV ve üzerindeki kullanıcıya uygulanır.
Prosedür
MADDE 96- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi hususunda aşağıdaki prosedüre uyulur:
a) Bağlantı noktasındaki kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizat, başka bir kullanıcıya veya TEİAŞ’a ait tesis ve/veya teçhizatla karıştırılmayacak şekilde numaralandırılır ve isimlendirilir. Bu numara ve isimler hazırlanan manevra şeması üzerinde açıkça gösterilir.
b) Manevra şeması numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi doğru olarak gösterecek şekilde tesis ve/veya teçhizatın sahibi tarafından güncellenir. Bu şemanın güncellenmiş bir kopyası bağlantı noktalarında rahatlıkla görülebilecek şekilde bulundurulur.
c) Bağlantı noktaları TEİAŞ tarafından numaralandırılır.
ç) Bir bağlantı noktasındaki numaralandırma ve/veya isimlendirmeyle ilgili bir anlaşmazlığın ortaya çıkması durumunda TEİAŞ, uygulanacak numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi belirler.
d) Yeni bağlantılar ile ilgili numaralandırma ve isimlendirme bildirimleri tesis devreye alınmadan en az üç ay önce veya kullanıcıların mutabakatı ile daha kısa bir süre öncesinden yapılır.
Tesis ve/veya teçhizatın etiketlenmesi
MADDE 97- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numara ve isimlerini gösteren etiketler her türlü hava koşuluna dayanabilecek şekilde imal edilmiş olarak devreye alma işleminden önce TEİAŞ veya kullanıcı tarafından kolayca okunabilir yerlere konulur.
ALTINCI KISIM
Dengeleme Esasları
BİRİNCİ BÖLÜM
Gün Öncesi Planlama
Gün öncesi planlama esasları
MADDE 98- (1) Gün öncesi planlama, MYTM ve piyasa katılımcıları tarafından, bir gün sonrası için geçerli üretim-tüketim planının hazırlanması ve yeterli işletme yedeklerinin temini amacıyla üretim kapasitesinin yeterli yedekle emreamade tutulması, gerçek zamanlı arz güvenliği ve kalitesi ile sistem bütünlüğünün sağlanması esaslarını kapsar.
Gün öncesi planlamaya tabi taraflar
MADDE 99-(1) Gün öncesi planlaması esasları;
TEİAŞ’a,
Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarına,
Yan hizmet sunan tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
(2) İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerine ait aktif güç tahminleri her gün saat 12.00’da takip eden 48 saat için saatlik periyotlarda TEİAŞ’a sunulur.
Gün öncesi planlama süreci
MADDE 100- (1) Gün öncesi planlaması aşağıdaki prosedüre uygun olarak yapılır:
a) Sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen gün öncesi piyasası faaliyetleri dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatın gün öncesi piyasasına ilişkin hükümleri çerçevesinde yürütülür.
b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı uyarınca kendilerinden istenen;
1) Kendi adına dengeleme birimi olarak kayıtlı üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programlarını ve emreamade kapasiteleri,
2) Dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma ve yük atma tekliflerini,
3) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca primer ve sekonder frekans kontrol hizmetlerinin sağlanmasına ilişkin teknik ve ticari parametreleri,
PYS aracılığıyla sistem işletmecisine bildirir.
c) Sistem işletmecisi yapılan bildirimleri, bildirimin ilgili olduğu mevzaut hükümleri kapsamında ve yine ilgili olduğu mevzuat hükümlerinde öngörülen süreç çerçevesinde kontrol ederek hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçer ve gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.
ç) Yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma ve yük atma teklifleri sistem işletmecisi tarafından ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin yük alma ve yük atma talimatları ilgili olduğu mevzuat hükümlerine tabi olarak ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Ayrıca yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren, sistem işletmecisi tarafından, dengeleme güç piyasası kapsamında ve ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde sunulan yük alma, yük atma teklifleri ve/veya ilgili yan hizmete ilişkin parametreler değerlendirilerek yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde ilgili piyasa katılımcılarına verilir.
Üretim çizelgelerinin hazırlanması
MADDE 101- (1) Gün öncesi planlama faaliyetleri kapsamında, üretim-tüketim dengesi, planlanan üretimin ikili anlaşmaları karşılaması ve işletme yedekleri planlaması ile ilgili olarak MYTM tarafından bir sonraki gün için aşağıdaki çizelgeler hazırlanır:
a) Yük kılavuzu: Bu kılavuz, sistem kısıtları ve yan hizmetler ihtiyaçları da dikkate alınarak, dengeleme güç piyasasına katılan dengeleme birimlerinin KGÜP ve almış oldukları yük alma, yük atma talimatları çerçevesinde bir sonraki gün için planlanan saatlik hedef üretim değerlerini gösterir.
b) İşletme yedekleri planı: Dengeleme birimlerinin bir sonraki gün sağlayacakları primer frekans kontrol rezerv miktarı, sekonder frekans kontrol rezerv miktarı ve tersiyer frekans kontrolü miktarlarını gösterecek şekilde MYTM tarafından hazırlanır.
Senkronizasyon programı
MADDE 102- (1) Yük kılavuzunda yer alan ünitelerin devreye girme ve çıkma zamanları, piyasa katılımcılarının sistem işletmecisinden almış oldukları yük alma, yük atma ve yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar gereği, ilgili piyasa katılımcıları tarafından tespit edilir ve MYTM’ye bildirilir. Üniteler, yük kılavuzuna göre senkronize olmaya hazır bulundurulur. MYTM, ilgili piyasa katılımcıları tarafından belirtilen devreye girme ve çıkma zamanlarını, sistem şartlarını ve güvenliğini dikkate alacak şekilde geriye alma ve/veya öteleme hakkına sahiptir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 103- (1) Kullanıcı, ünite ile ilgili teklif ve parametre değerlerini bildirim zamanından geç olmamak kaydıyla, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde MYTM’ye bildirir.
İKİNCİ BÖLÜM
Yan Hizmetler
Yan hizmetlere ilişkin esaslar
MADDE 104- (1) İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak şekilde ve bu Yönetmelikte yer alan arz kalitesi ve işletme koşullarına ilişkin kriterler doğrultusunda sistemin işletimini sağlamak üzere aşağıdaki yan hizmetler kullanılır:
a) Primer frekans kontrolü,
b) Sekonder frekans kontrolü,
c)
ç) Anlık talep kontrolü,
d) Reaktif güç kontrolü,
e) Oturan sistemin toparlanması,
f) Bölgesel kapasite kiralama.
(2) Yan hizmetler, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşmasını imzalamış ve/veya TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler ve/veya dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre Dengeleme Güç Piyasası vasıtasıyla seçilmiş tüzel kişiler tarafından sağlanır.
(3) Yan hizmet sunacak olan tüzel kişiler ilgili yan hizmete katılımları için tesislerine gerekli sistem ve teçhizatı kurmak, test ederek servise almak zorundadır. Performans testlerinin sekonder frekans kontrolü için ünite, blok veya santral bazında diğer yan hizmetler için ünite bazında yapılması esastır.
(4) Yan hizmetler kapsamında, elektrik depolama tesislerinin hangi teknik kriterlere uygun olarak kullanılabileceği, TEİAŞ tarafından hazırlanarak ilan edilen teknik kriterler çerçevesinde belirlenir.
(5) Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol ve tersiyer frekans kontrol hizmetlerini bir arada sunan bir ünite için primer frekans kontrol rezerv miktarının, sekonder frekans kontrol rezerv miktarının ve tersiyer frekans kontrol rezerv miktarının dağılımı aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olmak zorundadır.
(6) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde belirtilen parametreler aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır:
(1a)
(1b)
(1c)
(1d)
(7) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde ve altıncı fıkrasındaki formüllerde geçen;
Pmax Ünitenin emreamade kapasitesini,
Pmin Ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesini,
PmaxRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,
PmaxRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,
RPA Ünitenin primer frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
RSA Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RS Ünitenin sağladığı sekonder frekans kontrol rezerv miktarını,
RT+ Üniteye yük alma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,
RT- Üniteye yük atma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,
ifade eder.
Primer frekans kontrolü
MADDE 105- (1) Üretim tesisi, primer frekans kontrol hizmeti kapsamında, üretim ve tüketimin birbirine eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit bir değerde dengelemek için gün öncesinde bildirdiği primer frekans kontrol rezerv miktarını ayarlanan hız eğim değeri oranında frekans sapması süresince merkezi müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlamak suretiyle katkıda bulunacaktır.
(2) Primer frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan primer frekans kontrol performans testleri sonucunda primer frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanacaktır.
(3) Primer frekans kontrol rezerv miktarı hiç bir kesintiye maruz kalmadan her zaman, emreamade olmak zorundadır. Ünitenin çalışma aralığı, MYTM tarafından aksi istenmedikçe, primer frekans kontrol rezerv miktarının (RP) sürekli ve sabit olarak sağlanabilmesi amacıyla, ayarlanmış çıkış gücü değerinin (Pset), nominal aktif gücü etkileyen işletme şartlarına göre sürekli olarak değiştirilmesi yoluyla ayarlanır. Buna göre, sistem frekansında 200 mHz’lik bir düşme olması durumunda ünite çıkış gücünü RP kadar arttırabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalı, sistem frekansında 200 mHz’lik bir yükselme olması durumunda ise ünite çıkış gücünü RP kadar azaltabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalıdır.
(4) Ünitelerin primer frekans kontrol performansı, sistem frekansında sapma olması durumunda bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarını en fazla 30 saniye içinde hız regülatörünün ayarlandığı hız eğimine göre etkinleştirebilecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en az 15 dakika sürdürebilecek yeterlilikte olmak zorundadır. Ünite, aktif güç çıkışını arttırarak veya azaltarak sistem frekansındaki sapmayı sürekli takip etmeli ve beklenen tepkiyi otomatik olarak vermelidir. Sistem frekansındaki sapma süresince primer frekans kontrolü kesintisiz olarak sürdürülmelidir.
(5) Sürekli olarak sağlanan primer frekans kontrol rezerv miktarı, gün öncesinde bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarının ±%10 toleransı dahilinde olmak zorundadır.
(6) Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır. Primer frekans kontrolü performans testleri sırasında ayarlanan hız eğimi değeri, normal işletme sırasında da sürekli olarak kullanılır ve TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe değiştirilemez. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı ünite kurulu gücünün en az %5’i olmalıdır. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarının azami rezerv kapasitesinden düşük olması durumunda, sağlanacak rezerv miktarı yük alma ve yük atma yönünde sınırlayıcı veya benzeri bir fonksiyonla sağlanmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.
(7) Santral ünitesinin hız eğimi, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği çerçevesinde imzalanan primer frekans kontrol hizmet anlaşması ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(8) Bu formülde geçen;
Hız Eğimini (%),
Nominal Frekansı (50 Hz),
Sistem Frekansındaki sapma miktarını,
Ünite Çıkış Gücündeki değişim miktarını,
Ünitenin Nominal Aktif Gücünü,
ifade eder.
(9) Santral ünitesinin belirli bir frekans sapması karşılığında sağlayacağı primer frekans kontrol tepkisi ilgili ünitenin hız eğimine bağlıdır. Aşağıdaki şekilde aynı primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlayan ancak farklı hız eğimi değerlerine ayarlanmış olan (a) ve (b) ünitelerinin çıkış gücü değişimleri gösterilmiştir.
(10) Primer frekans kontrol hizmeti sunan ünitelerin işletme esnasında sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif güç çıkışı değişimi aşağıdaki grafikte gösterildiği gibi olmak zorundadır.
(11) Yukarıdaki grafikte geçen;
Pset Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değerini,
f0 Ünite kontrol sisteminin frekans sapmalarına tepki vermediği frekans aralığını (Ölü bant, Hz),
RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
fG Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarını,
f Sistem frekansındaki sapma miktarını,
ifade eder.
(12) İşletme koşullarında üniteye altıncı fıkra uyarınca ölü bant konulmuşsa, azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre ayarlanması gereken hız eğim değeri hesaplanırken, hız eğim formülündeki f yerine onbirinci fıkrada yer alan fG (fG = 0,2-f0) kullanılır.
Sekonder frekans kontrolü
MADDE 106- (1) Sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesi amacıyla Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre tedarik edilen ve sekonder frekans kontrolüne katılmaları zorunlu olan üretim tesislerinin aktif güç çıkışlarını, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilecek sinyalleri alan ve işleyen teçhizat ile arttırmaları veya azaltmaları esastır.
(2) Sekonder frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan sekonder frekans kontrol performans testleri sonucunda sekonder frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanır.
(3) Sekonder frekans kontrol hizmeti sunan ünite, blok veya santralın çıkış gücündeki değişimin başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve testler sonucunda belirlenen yüklenme hızına uygun olarak istenen üretim düzeyine erişilmelidir. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayacak santrallardaki yüklenme hızı oranı yakıt tipine bağlı olarak aşağıdaki şekilde olmak zorundadır:
a) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, için 200 MW’in altında nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %6’sı kadar,
b) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, 200 MW ve üzerinde nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %4’ü kadar,
c) Doğalgaz yakıtlı gaz motoru ile motorin ve fueloil yakıtlı üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada en az %6’sı kadar,
ç) Rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri için nominal aktif gücün saniyede %1,5 ile %2,5’i arasında,
d) Yakıt olarak taş kömürü kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada %2 ile %4’ü arasında,
e) Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %2’si arasında,
f) Nükleer güç santralları için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %5’i arasında.
(4) Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemlerdeki yüklenme hızı dakikada minimum %1 oranında olmak zorundadır. Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemler ve hangi hallerde sekonder frekans kontrolüne katılamayacağı hususları, güvenli işletme koşulları dikkate alınarak nükleer güç santralı işleticisi ile sistem işletmecisi arasında imzalanacak sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasında belirlenir.
(5) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında bir yakıt kullanan üretim tesisleri, kendisine en yakın kalorifik değere sahip olan yakıt tipi sınıfında değerlendirilir.
(6) Üretici, sekonder frekans kontrol hizmetini ünite, blok veya santralın çalışma aralığı içinde sağlar. Ünite, blok veya santralın çalışma aralığı, minimum kararlı üretim seviyesi ile ek önlem almadan ulaşılabilecek maksimum çıkış gücü arasındaki yük değişiminin yapılabileceği bölgedir.
(7) Ünitenin, sekonder frekans kontrolüne katılımının primer frekans kontrolü performansını azaltıcı etkisi olmamalıdır.
(8) Sistem bazında, sekonder frekans kontrolü sonucunda frekansın nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine gelmeye başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve düzeltme işlemi maksimum 15 dakika içinde tamamlanmalıdır.
MADDE 107-
Anlık talep kontrolü
MADDE 108- (1) Anlık talep kontrolü 66 ncı madde hükümleri uyarınca yürütülür.
Reaktif güç kontrolü
MADDE 109- (1) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan lisanslı tüm üretim tesislerinin aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sürekli olarak ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Ancak, rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin Ek-18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada çalışabilir olmaları zorunludur. Üretim üniteleri step-up transformatörleri ile 154 kV – 380 kV iletim sistemine direk olarak bağlı olmayan ve üretim ile tüketim tesisleri aynı üretim barasında bulunan, bu tüketim tesislerinin elektrik, ısı ve/veya buhar ihtiyaçları doğrultusunda çalışan ve bu durumu TEİAŞ’a kabul edilebilir şekilde ispatlayan üretim tesisleri bu madde kapsamından muaftır.
(2) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca aşırı ikazlı olarak 0,85 ve düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörleri arasında nominal aktif güç seviyesinde çıkış verilmesini sağlayan kapasitenin dışındaki reaktif güç kapasitesi sağlamak ve/veya senkron kompansatör olarak çalışmak üzere reaktif güç kontrolüne ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bulunan üretim tesislerinin otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim veya dağıtım sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur.
(3) Reaktif güç kontrol hizmeti, Ek-17’de yer alan reaktif güç desteği sağlanmasına ilişkin performans testleri sonucunda reaktif güç kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanır.
(4) TEİAŞ ile reaktif güç kontrolü hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması imzalamış olan üretim tesislerinin sistem gerilimini düzenlemek amacıyla jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle sisteme reaktif güç verilmesi veya sistemden reaktif güç çekilmesine ilişkin talimatlar BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine bildirilir. Verilen talimatlar kapsamında ünitelerin güç transformatörlerinin kademe ayarlarına ilişkin detaylar da yer alır. Üretim tesisinin belirtilen güç faktörleri arasında dakikalar içinde tepki vermesi ve söz konusu tepkiyi sınırsız defa sağlaması esastır. Talimatların sona ermesine ilişkin bildirimler yine BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine yapılır.
(5) Bu madde kapsamındaki üretim tesisleri, yukarıdaki fıkralarda açıklanan yöntemlerle bağlı oldukları yüksek gerilim barasının gerilim değerini ayarlayabilmek için, ilgili kontrol sistemlerine istenilen yüksek gerilim ayar değerini girmek suretiyle yüksek gerilim barasını kontrol edebilen bununla beraber yüksek gerilim bara ayar değerinin sistem işletmecisi tarafından uzaktan kontrol sistemi aracılığıyla gönderilmesi halinde de bu yüksek gerilim ayar değerini otomatik olarak alan ve yüksek gerilim barası kontrolünü bu yüksek gerilim ayar değeri doğrultusunda yapabilecek olan kontrol sistemini kurmakla yükümlüdür.
Oturan sistemin toparlanması
MADDE 110- (1) Oturan sistemin toparlanması Beşinci Kısmın Yedinci Bölümünde yer alan hükümler uyarınca yürütülür.
Bölgesel kapasite kiralama
MADDE 111- (1) TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde gerekli görülmesi durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Kurumun onayı ile düzenlenen ihaleler vasıtasıyla yeni üretim tesislerinin kapasiteleri ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasiteleri TEİAŞ tarafından kiralanabilir. TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde hesaplanan bölgesel bazda bir yıl boyunca puant yükün karşılanamama olasılığı 39 uncu maddenin ikinci fıkrasında yer alan puant yükün karşılanamama olasılığı ile karşılaştırır. TEİAŞ tarafından hesaplanan puant yükün karşılanamama olasılığının 39 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan hedef değerin üstünde olduğu tespit edilen bölgeler için bölgesel kapasite kiralama ihtiyacı tespiti yapılır.
(2) Bölgesel kapasite kiralanmasına yönelik ihalelerin düzenlenmesi, bölgesel kapasite kiralanması hizmeti sağlayabilecek üretim tesislerinin seçilmesi, bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmalarının imzalanması ve ilgili finansal işlemler Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca yürütülür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Gerçek Zamanlı Dengeleme
Gerçek zamanlı dengeleme esasları
MADDE 112- (1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları, gerçek zamanda ortaya çıkan arz ve talep dengesizliklerinin giderilmesi amacıyla MYTM’nin dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler kapsamında gerçekleştirmiş olduğu faaliyetler ile dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ve/veya yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin, teknik ve ticari parametreleri PYS aracılığıyla MYTM’ye bildirmeleri ve MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatları yerine getirmeleri ile ilgili hususları içerir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme;
a) Primer frekans kontrol hizmeti ve sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim tesislerinin otomatik olarak çıkış güçlerini artırmaları ya da azaltmaları,
b) Dengeleme güç piyasası kapsamında dengeleme birimlerinin, MYTM tarafından verilen talimatlar ile yük almaları ve/veya yük atmaları,
c) Gerçek zamanda yeterli tersiyer yedeğin sağlanabilmesi amacıyla bekleme yedeklerinin devreye alınması,
ç) 63-70 inci maddeler kapsamında acil durum önlemlerinin uygulanması,
suretiyle gerçekleştirilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında verilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda birinci fıkrada belirtilen ve MYTM tarafından verilen talimatlar ayrıca BYTM tarafından da ilgili gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara PYS, telefon, faks veya paks gibi iletişim araçları ile iletilebilir.
Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar
MADDE 113- (1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına,
c) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
ç) Enterkonnekte ülkelerin sistem işletmecilerine,
d) Dağıtım şirketlerine,
e) Serbest tüketicilere,
uygulanır.
Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü
MADDE 114- (1) Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi durumunda gerçek zamanlı dengeleme prosedürü uygulanır:
a) Sistemde bir üretim ve/veya tüketim tesisinin devre harici olması,
b) Arz ve talep arasında dengesizlik oluşması,
c) Sistem frekansında sapma olması,
ç) Primer ve/veya sekonder frekans kontrol yedeklerinin kullanılması sebebiyle, söz konusu yedeklerin serbest bırakılması ihtiyacının ortaya çıkması,
d) Tersiyer frekans kontrolü yedeklerin kullanılmasına rağmen tersiyer frekans kontrolü yedeği ihtiyacının devam etmesi,
e) Sınır ötesi elektrik ticareti programında sapma olması.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’ye bildirmiş oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarı doğrultusunda ve/veya primer frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde primer frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, sistem frekansının düşmesi durumunda, frekanstaki düşmeye karşılık çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak artırırlar. Sistem frekansının yükselmesi durumunda ise, söz konusu üniteler çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak azaltırlar.
b) Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, otomatik üretim kontrol programından almış oldukları sinyaller çerçevesinde çıkış güçlerini artırırlar veya azaltırlar.
c) MYTM, sistemde aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini sürekli olarak takip eder. Sistemde sürekli bir arz-talep dengesizliği yaratacak şekilde bir üretim veya tüketim tesisinin devre harici olması veya sekonder frekans kontrol yedeğinin aynı yönde uzun süreli olarak kullanıldığının gözlemlenmesi durumunda, MYTM aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini serbest bırakacak miktarda tersiyer frekans kontrol yedeğini, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile sağlar. Ayrıca tersiyer frekans kontrol yedeği, sekonder frekans kontrol yedeği ile birlikte primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlamak amacıyla kullanılabilir.
ç) MYTM, sistemde meydana gelen uzun süreli bir arz-talep dengesizliğinin tersiyer kontrol yedekleri ile giderilmesi sebebiyle sistemde gerçek zamanlı dengeleme amacıyla yeterli miktarda tersiyer kontrol yedeğinin kalmadığının tespit edilmesi durumunda, varsa bekleme yedeklerinin devreye alınması suretiyle tersiyer yedek sağlayabilir.
d) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında 63-70 inci maddelerde yer alan acil durum önlemleri uygulanabilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü kapsamında ikinci fıkrada belirtilen adımların birbiri ile ilişkisi aşağıdaki şekilde gösterilmiştir.
(4) MYTM, gerektiğinde üretim-tüketim planını yeniden optimize edebilir.
İletim sistemi kısıtları
MADDE 115 – (1) İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilecek belirsizlikler de dikkate alındıktan sonra belirlenen ve kullanıma sunulan iletim kapasitesinin üzerinde olması durumlarını kapsar.
(2) Aşağıda belirtilen durumlar sonucunda iletim sisteminin bir bölümünü veya tamamını etkileyebilecek aşırı yüklenmelerin ve/veya gerilim değişimlerinin oluşması nedeniyle iletim sistemi kısıtları oluşabilir.
a) Üretim tesisleri, iletim hatları, trafolar/ototrafolar, bara, kesici, ayırıcı ve benzeri teçhizatların arızalanması ve/veya bu teçhizatların test, bakım, onarım, revizyon gibi nedenlerle servis harici edilmeleri,
b) Elektrik sisteminin normal işletilmesi sırasında iletim sisteminin belirli bölümünde normal işletme koşullarının sağlanamaması veya güç salınımları,
c) İletim hatlarının ve/veya trafolar/ototrafoların nominal kapasitesinde yüklenebilmesini sınırlandıracak daha düşük kapasiteli teçhizatın (iletken kesiti, akım trafosu oranı, ayırıcı, hat tıkacı ve benzeri) bulunması,
ç) Birden fazla teçhizatın aynı anda servis harici olması sonucu kaskat (ardışıl) arızalar.
(3) İletim sisteminin, tek bir şebeke elemanının arızasından sonra işletmede kalan elemanlarla bu tek arızanın sebep olduğu akış değişikliklerine dayanabilecek şekilde, N-1 kriterine uygun olarak işletilmesi esastır.
Talimatlara ilişkin kayıtlar
MADDE 116- (1) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında, gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen talimatlar, PYS ve/veya ses kayıtları ve/veya fiziksel formlar vasıtasıyla kayıt altına alınır. Bu kapsamdaki ses kayıtları beş yıl diğer kayıtlar on yıl boyunca muhafaza edilir.
Elektriksel zaman hatası düzeltmesi
MADDE 117- (1) Elektriksel zaman hatası düzeltmesi, MYTM tarafından belirli periyotlarda sistem frekansına uygun dengeleme yapılarak gerçekleştirilir. Elektrik zaman hatasının belirlenmiş sınırlar içinde tutulması MYTM’nin sorumluluğundadır.
YEDİNCİ KISIM
Verilerin Kaydedilmesi ve İstatistik Üretme
BİRİNCİ BÖLÜM
Veri Kayıt Esasları ve Tabi Taraflar
Veri kayıt esasları
MADDE 118- (1) Veri kayıt esasları, tarafların birbirlerinden işletme, planlama, dengeleme ve yan hizmetlere ilişkin talep ettikleri verilerin hazırlanmasına, güncellenmesine ve kaydedilmesine yönelik TEİAŞ tarafından hazırlanan prosedürleri içerir.
Veri kayıt esaslarına tabi taraflar
MADDE 119- (1) Veri kayıt esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
d) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
e) İthalat ve/veya ihracat yapan tüzel kişilere,
f) Tedarik şirketlerine,
g) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
uygulanır.
İKİNCİ BÖLÜM
Veri Grupları ve Prosedürler
Veri grupları
MADDE 120- (1) Veri grupları üçe ayrılır:
İşletme ve dengeleme verileri,
Standart planlama verileri,
Ayrıntılı planlama verileri.
Verilerin hazırlanması ve sunulması
MADDE 121- (1) Kullanıcılar, Ek-23’de yer alan ve 124 üncü maddede listelenen veri çizelgelerini aşağıdaki esaslar çerçevesinde hazırlar ve TEİAŞ’a sunar:
a) Çizelge 1, 5 ve 6 uyarınca hazırlanacak veriler, TEİAŞ’a gönderilir.
b) TEİAŞ ile kullanıcı arasında veri iletişimi amacına yönelik bir anlaşmaya varılması halinde, izlenecek yöntem karşılıklı anlaşma ile belirlenir.
c) Çizelge 5 kapsamında hazırlanacak veriler her yılın en geç 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde hazırlanır.
ç) Tüm verilerin korunması için gerekli güvenlik önlemleri kullanıcı tarafından sağlanır.
d) Yan hizmetlere ilişkin veriler yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar çerçevesinde belirtilen elektronik formatlarda ve sıklıkta sağlanır. Santralın yan hizmetlere dair kontrol sistemlerinin matematiksel modelleri mevcut olması halinde test öncesinde TEİAŞ’a verilir.
Verilerin güncellenmesi
MADDE 122- (1) Kullanıcı, TEİAŞ’ta kayıtlı olan verilerde değişiklik olması durumunda, TEİAŞ’ı bu konuda gecikmeden bilgilendirir.
Eksik veriler
MADDE 123- (1) Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya eksik olması halinde, tahmini veriler hazırlanır ve bu veriler diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.
Veri çizelgeleri
MADDE 124- (1) Ek-23 kapsamında hazırlanacak veri çizelgeleri aşağıda sıralanmıştır:
a) Çizelge 1 – Üretim ünitesi veya kombine çevrim gaz türbini bloğu verileri,
b) Çizelge 2 – Üretim planlaması parametreleri,
c) Çizelge 3 – Ünitelerin devre dışı kalma programları, kullanılabilir güç ve sabit kapasite verileri,
ç) Çizelge 4 – Kullanıcı sistemlerine ilişkin veriler,
d) Çizelge 5 – Kullanıcıların devre dışı kalmasına ilişkin veriler,
e) Çizelge 6 – Bağlantı noktalarındaki yük karakteristikleri,
g) Çizelge 7 – TEİAŞ tarafından kullanıcılara sağlanacak veriler,
ğ) Çizelge 8 – Talep profili ve aktif güç verileri,
h) Çizelge 9 – Bağlantı noktası verileri,
ı) Çizelge 10 – Kısa devre verileri,
i) Çizelge 11– Kısa devre verileri, santral transformatörlerinden akan kısa devre akımları.
(2) Kullanıcı grupları için geçerli olan çizelgeler aşağıda verilmiştir:
a) İletim sistemine doğrudan bağlı üretim şirketleri: Çizelge 1, 2, 3, 6, 7 ve 11,
b) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde ünite gücüne veya toplam 100 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 3, 7 ve 11,
c) (a) ve (b) bentlerinde belirtilenler haricindeki üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 7, 11,
ç) Tüm dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri, iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketiciler ve uluslararası enterkonneksiyon sistem işletmecileri: Çizelge 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 ve 11.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İstatistiksel Veriler, Prosedürler ve Sorumluluklar
İstatistiksel veriler
MADDE 125- (1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerini oluşturmak ve gerektiğinde uluslararası kurum ve kuruluşların elektrik enerjisine ilişkin istatistik taleplerini karşılamak amacıyla istatistiksel verileri toplar.
(2) TEİAŞ, istatistik üretmek amacıyla ihtiyaç duyduğu verileri, internet sayfasında yayımlayacağı aylık ve yıllık soru formları aracılığı ile elde eder. İhtiyaç halinde bu formlarda gerekli düzenleme ve güncelleme TEİAŞ tarafından yapılır.
(3) TEİAŞ, gerekli alt yapı ve donanımı sağladıktan sonra istatistik üretmek amaçlı tüm verileri resmi internet sitesi aracılığı ile toplar.
Prosedür ve sorumluluklar
MADDE 126- (1) Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerinin oluşturulması amacıyla;
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
Dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi,
TEİAŞ tarafından istenilen verileri, TEİAŞ tarafından istenen formatta ve bildirilen tarihte TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdürler.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler üretim verilerini; TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Aylık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen ayın yirmibeşine kadar, yıllık üretim bilgilerini ise, TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Yıllık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen yılın 15 Şubat tarihine kadar TEİAŞ’a sunar.
(3) İstatistik üretme amacıyla elde edilen veriler amacı dışında kullanılamaz.
SEKİZİNCİ KISIM
Çeşitli Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 127- (1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma başvurulur. Kurulun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar.
Atıflar
MADDE 128- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelikler
MADDE 129- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
Haberleşme ve tebligat
MADDE 130- (1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
İKİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Elektrik depolama tesislerinin şebekeye bağlanması ve yan hizmetlerde kullanılması
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Elektrik depolama tesislerinin şebeke bağlantısı, SCADA ile izlenmesi ve yan hizmetler kapsamında kullanılmasına dair teknik kriterler, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin görüşlerinin alınmasını müteakip TEİAŞ tarafından 1/9/2021 tarihine kadar hazırlanarak ilan edilir.
Arıza temizleme süreleri
GEÇİCİ MADDE 2- (1) 18 inci maddenin yedinci fıkrasıyla düzenlenen faz-toprak arızası azami arıza temizleme süresi; TEİAŞ’a ait hat fideri kesicisine açma kumandası veren koruma rölesinin aşırı akım ve toprak koruma röle ayar değerleri, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, nötr direnç/reaktör nominal akım dayanım süresi ve kullanıcının röle koordinasyon çalışmaları dikkate alınarak 31/12/2015 tarihine kadar karşılıklı mutabakat ile belirlenir.
SCADA kontrol merkezleri
GEÇİCİ MADDE 3- (1) 29 uncu madde uyarınca kurulması gereken SCADA kontrol merkezlerinin, 31/12/2017 tarihine kadar elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından işletmeye alınması zorunludur.
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterleri
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18 uygulanır.
(2) Ek-18’de yer alan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezi (RİTM) için alt yapı gerekliliklerinin düzenlendiği “E.18.9- Rüzgar Enerjisi Santrallarının İzlenmesi” bölümü, bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18’de yer almasa dahi, mevcut ve yeni tesis edilecek olan tüm rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için uygulanır. Bu kapsamdaki üretim tesisleri kendilerine düşen görevleri 31/5/2015 tarihine kadar yerine getirir.
Reaktif güç kontrolüne ilişkin güç değerleri
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden önce yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden önce olan üretim tesisleri reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.
(2) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden sonra yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden sonra olan üretim tesisleri için gerçekleştirilen reaktif güç destek hizmeti performans testleri sonucunda o tarihte yürürlükte olan mevzuatta belirtilen zorunlu reaktif güç değerlerini sağlayamayan üretim tesislerinin bu değerleri sağlamaları ve gerekli şartları yerine getirmeleri için 31/12/2021 tarihine kadar süre tanınır. 31/12/2021 tarihine kadar, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.
Reaktif güç desteğine katılım
GEÇİCİ MADDE 6- (1) Bağlantı anlaşması veya proje onayı bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce yapılmış olan ve P-Q jeneratör yüklenme eğrisine göre nominal aktif gücündeki aşırı ikazlı çalışma durumunda jeneratör terminalinde 0,85 güç faktöründe çalışabilme yeteneği bulunmayan jeneratörler ve/veya bu durumda olup aynı zamanda üretim lisansına konu kurulu güçlerini mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmış üniteler, Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda, jeneratörün nominal aktif çıkış gücü seviyesinde aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç miktarını üretebileceği aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
Reaktif enerji cezası
GEÇİCİ MADDE 7- (Maddenin yürürlüğü Danıştay 13. Dairesinin 2014/2924 E. sayılı 18/02/2015 tarihli kararı ile durdurulmuştur.) (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından, aylık olarak sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının, 14 üncü maddede düzenlenen oranları aşması durumuna ilişkin olarak, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında Kurul Kararı ile gerekli düzenlemeler yapılıncaya kadar, reaktif enerji kullanım oranı 14 üncü maddeye göre değerlendirilir ve ihlal tespiti durumunda kullanıcılara o ayki sistem kullanım fiyatına göre hesaplanan bedelin %20’si oranında ceza uygulanır.
Primer kontrol hizmetine katılımdan muafiyet
GEÇİCİ MADDE 8-
Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kuruma teklif edilecek Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar en geç 31/12/2017 tarihine kadar Kuruma sunulur.
(2) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esasların yayımlandığı tarih itibariyle, TEİAŞ ile Bağlantı Anlaşması imzalamış, fakat bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri uyarınca işletmede olan veya işletmeye alınacak tesislerinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini kurmamış olan kullanıcılar, Usul ve Esasların yayımlandığı tarihten itibaren iki yıl içerisinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini temin etmek ve kurmakla yükümlüdür.
GEÇİCİ MADDE 10 - İletim sistemi için 5 inci maddede belirtilen 400 kV nominal gerilim değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 380 kV olarak uygulanır. 400 kV iletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akıntına dayanma kapasitesi olarak belirtilen 63 kA değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 50 kA olarak uygulanır.
Yürürlük
MADDE 131- (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 132- (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EK 1
EK 3
İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN İLETKEN TÜRLERİ VE ÖZELLİKLERİ
400 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
2B ve 3B sırasıyla ikili ve üçlü iletken demetlerini temsil eder.
154 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
**** : 2B ikili iletken demetini temsil eder.
400 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ
400 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ
* Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır.
EK 4
ORTAM KOŞULLARI VE SİSTEM BİLGİLERİ
ORTAM KOŞULLARI:
Malzemeler, aksi belirtilmedikçe aşağıda belirtilen servis koşullarında çalıştırılacaktır.
Deniz Seviyesinden Yükseklik : maksimum 1000 metre
Çevre Sıcaklığı
Dahili tip : -5°C/45°C
Harici tip : -25°C/(*) 45°C
24 saatte ortalama maksimum : 35°C
1 yıllık sürede ortalama : 25°C
Rüzgar basıncı : 70 kg/m2 (yuvarlak yüzeylerde)
Rüzgar basıncı : 120 kg/m2 (düz yüzeylerde)
Maksimum güneş ışınımı : 500 W/m2
Buzlanma : 10 mm, sınıf 10
Endüstriyel kirlenmeye açıklık
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
Yıldırım darbesine açıklık : Evet
Depreme maruz kalma
Yatay ivme : 0,5g (toprak seviyesinde)
Düşey ivme : 0,25 g
Çevre kirlenmesi
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
İzolatörler için minimum kaçak mesafesi
Dahili tip : 12 mm/kV (**)
Harici tip : 25mm/kV
(*) Doğu Anadolu Bölgesinde yer alan merkezlerde –40°C
(**) Dahili tip ölçü transformatörlerinde bu şart aranmayacak olup, diğer teçhizatta aranacaktır.
SİSTEM BİLGİLERİ:
EK 5
TRANSFORMATÖR MERKEZİ ŞALT SAHASI
ÖRNEK TEK HAT ŞEMALARI
EK 6
SİSTEM GERİLİM SINIRLARI
EK 7
GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ SINIR DEĞERLERİ
Tablo 1. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 2. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 3. 154 kV altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 4. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 5. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 6. 154 kV altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 7. Fliker Planlama Sınır Değerleri
EK 8
HARMONİK LİMİTLERİ
Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden ve aşağıdaki formül uyarınca hesaplanan değerini ifade eder.
EK 9
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİ
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİNİN HAZIRLANMASINDA
UYGULANACAK TEMEL PRENSİPLER
E.9.1 Saha sorumluluk çizelgeleri ve kapsamı
TEİAŞ ile kullanıcı arasında 400 kV ve/veya 154 kV gerilim seviyeleri üzerinden imzalanan bağlantı anlaşmaları için saha sorumluluk çizelgeleri hazırlanır. Çizelgede mevcut olmayan bir bilgiye gereksinim duyulması halinde taraflar arasında ek bir düzenleme yapılır.
Saha sorumluluk çizelgeleri YG teçhizat çizelgesi başlığı altında düzenlenir. Söz konusu çizelgenin her sayfasında çizelgenin tarih ve sayısı bulunur.
YG teçhizat çizelgesinde;
YG tesis ve/veya teçhizatın listesi,
YG tesis ve/veya teçhizatın mülkiyeti,
Saha sorumlusu (Kullanıcı tarafın işletme mühendisi),
ç) Güvenlik kuralları ile ilgili hususlar ve bu kuralların uygulanmasından sorumlu kişi (Kullanıcı tarafın işletme veya bu işle sorumlu mühendisi),
Uygulanacak işletme prosedürleri ile ilgili hususlar,
Kontrol mühendisi veya diğer sorumlu mühendis (Tesisin yapımı sırasındaki tesisten sorumlu mühendis),
Yasal denetimler, kısa devre incelemeleri ve bakımdan sorumlu taraf (Santral sorumlusu),
Kısa devre incelemesini ve bakımını yapan kişinin irtibat telefon numarası.
Saha sorumluluk çizelgelerinin bağlantı sahası bölümünde bağlantı noktaları açık bir şekilde gösterilir.
E.9.2 Ayrıntılar
E.9.1.’de yer alan saha sorumluluk çizelgesinde, koruma ve yardımcı servis teçhizatı ile ilgili olarak, kullanıcı ve TEİAŞ ile birlikte sorumlu yönetim biriminin de belirtilmesi gereklidir.
E.9.3 YG teçhizatına ilişkin saha sorumluluk çizelgesinde, şalt sahasına giren, çıkan veya şalt sahasının içinden direkt geçen hat ve kablolar gösterilir.
E.9.4 Saha sorumluk çizelgesi TEİAŞ adına tesisin bulunduğu bölgeden sorumlu kişi ve ilgili kullanıcı adına yetkili kişi tarafından imzalanır.
E.9.5 Saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı
Saha sorumluluk çizelgesi taraflarca imzalandıktan sonra tesis personelinin görebileceği bir yerde hazır bulundurulur. TEİAŞ tarafından istenmesi durumunda ilgili kullanıcı tarafından TEİAŞ’a sunulur.
E.9.6 Saha sorumluluk çizelgelerinin değiştirilmesi
TEİAŞ veya kullanıcı, saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik veya düzeltme yapılmasını talep etmesi durumunda, değiştirilmiş saha sorumluluk çizelgeleri düzenlenerek TEİAŞ’a veya kullanıcıya bildirilir.
E.9.7 Acil değişiklikler
Saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik yapılmasının talep edilmesi durumunda, taraflar durumdan birbirlerini gecikmeden bilgilendirirler ve yazılı olarak teyit ederler. Bu durumda, aşağıdaki hususlar müzakere edilir:
Saha sorumluluk çizelgesinde yapılması talep edilen değişiklikler ve gerekçeleri,
Değişikliğin geçici veya kalıcı olması durumu,
Değişikliğin taraflarca kabul edilmesi durumunda, yenilenmiş saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı.
E.9.8 Yetkili kimseler
TEİAŞ ve kullanıcılar saha sorumluluk çizelgelerini kendileri adına imzalamaya yetkili kimselerin isim listesini birbirlerine verirler. TEİAŞ ve kullanıcılar bu listelerde bir değişiklik olması durumunda birbirlerini gecikmeksizin bilgilendirirler.
EK 10
ÜRETİM VE TÜKETİM TESİSLERİ ÖRNEK BAĞLANTI TEK HAT ŞEMALARI
EK 11
PLANLAMA VERİLERİ
BÖLÜM 1
E.11.1 STANDART PLANLAMA VERİLERİ
E.11.1.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.1.1.1 Genel
Kullanıcı, sistemi ile ilgili verileri, E.11.1.1.2 ve E.11.1.1.3'te açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirir.
E.11.1.1.2 Kullanıcı sistemi şeması
Kullanıcı sistemi tek hat şeması; bağlantıların ve primer dağıtım sistemlerinin mevcut ve önerilen durumunu, teçhizat kapasitelerini ve numaralarını içerir.
E.11.1.1.3 Kısa devre analizi verileri
Kullanıcı sistemi iletim sistemine bağlanmadan önce ve sonra iki sistem arasındaki bağlantı noktasında (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları,
Kullanıcı sisteminde bulunan senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerin iletim sisteminde puant yük koşullarında 3 faz-toprak ve tek faz-toprak kısa devre arızası meydana gelmesi durumunda kısa devre akımlarına katkıları.
E.11.1.2 Talep verileri
E.11.1.2.1 Genel
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir önceki yıla ait gerçekleşen talep verilerini, içinde bulunulan yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini E.11.1.2.2, E.11.1.2.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde her yıl Ocak ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler.
İçinde bulunulan yıla ve bu yılı takip eden on yıla ait yıllık puant ve minimum talep günleri, saatleri ile birlikte, her yıl Şubat ayı sonuna kadar TEİAŞ tarafından kullanıcılara bildirilir.
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki çalışma koşullarına göre yaptıkları ek talep tahminlerini her yıl Mart ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler. Bu tahminlerin bildirilmediği durumlarda TEİAŞ’ta mevcut en son bilgilerin geçerli olduğu kabul edilir.
E.11.1.2.2 Aktif ve reaktif talep verileri
Dağıtım hatlarındaki kayıplar, dağıtım sistemine bağlı dengelemeye katılmayan ünitelerin üretimi hariç, iç ihtiyacını dağıtım sisteminden doğrudan karşılayan santralların bu ihtiyaçları ile ilgili aktif ve reaktif talep verileri dağıtım şirketi tarafından sağlanır.
Kullanıcı talep verileri;
Sistemin yaz ve kış maksimum puant ve minimum yüklenmesi ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından belirlenecek tarihlerdeki talep güçleri,
Kullanıcının kendi puant gününde ve saatinde en yüksek talep gücü,
Aylık olarak ayın en yüksek talep gücü,
ç) MWh olarak yıllık enerji talebi,
Dengelemeye tabi olmayan ve kullanıcı sistemine doğrudan bağlı ünitelerin net çıkış güçleri,
Talebin gerilim ve frekansa göre değişimi,
Talebin iletim sisteminde yarattığı harmonik bileşenleri ve genlikleri,
Talebinin iletim sisteminde yarattığı ortalama ve azami faz dengesizlikleri,
ğ) Günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri,
ı) Konut, ticarethane, resmi daire, okul, hastane, sanayi, tarımsal sulama ve tarife dışı aboneler için günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri (Ocak ayından başlayarak her üç ay bir mevsim olarak kabul edilecektir. Her mevsimle ilgili olarak; Cumartesi, Pazar, Pazartesi, Çarşamba günlerinin her birini temsil eden örnek gün için saatlik puant değerleri ve bu tüketici gruplarının aylık enerji tüketimleri ile günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri.),
olarak düzenlenir.
E.11.1.2.3 5 MVA’nın üzerindeki yükler
Kullanıcılar, 5MVA’nın üzerindeki talepler için ayrıntılı yük karakteristiklerini TEİAŞ’a bildirirler. Ark Ocakları, çelik işleme atölyeleri, metro ve demiryolları kataner besleme sistemleri, fliker, gerilim dalgalanmaları ile müşterileri etkileyebilen yükler bu gruba dahildir.
Bu tür yükler için gerekli veriler:
Periyodik değişim gösteren aktif ve reaktif enerji talepleri,
Değişimin periyodu,
ç) Talebin periyodik değişimi esnasında sabit kalan kısmı,
d) Arz yetersizliğinin ortaya çıkması durumunda, kullanıcı barasındaki çıkış geriliminin düşmesini önleyebilmek için aktif ve reaktif talepte yapılması gereken kesintiler,
e) Periyodik bir süre içinde maksimum aktif ve reaktif güç talepleri,
f)Periyodik süre içinde en yüksek enerji talebi.
E.11.1.3 Santral verileri
E.11.1.3.1 Genel
Kullanıcılar TEİAŞ’a bir önceki yıl, içinde bulunulan ve bu yılı izleyen on yıla ait verileri E.11.1.3.2, E.11.1.3.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde bildirirler.
İletim sistemine bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirirler. İletim sistemine bağlı olmayıp, kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemine bağlı santrallar da TEİAŞ tarafından talep edilmesi durumunda bu bilgileri verirler.
Santral veya ünitenin iletim sistemine bir bara aracılığıyla direkt olarak bağlı olduğu durum için santral verileri,
Santral veya ünitenin iletim sistemine kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemi üzerinden bağlı olduğu durum için santral verileri.
E.11.1.3.2 Santral verileri
Santralın iletim sistemine bağlandığı noktanın coğrafi, elektriksel konumu ve gerilimi,
Santralın kurulu ve asgari çıkış gücü,
Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ç) Üretim programı.
Dağıtım sisteminin talebi hesaplanırken, dağıtım sistemine direkt olarak bağlı santralların ünite sayısı ve bunların toplam kapasitesi talepten düşülür.
E.11.1.3.3 Ünite verileri
Çıkış gücü ve gerilimi,
Güç faktörü,
Yıllık çalışma süresi,
ç) Yıllık enerji üretimi,
Üretim kapasitesi,
Sözleşmeye bağlanmış kapasite,
Yüklenme eğrisi,
Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ğ) Atalet sabiti,
Kısa devre oranı,
ı) Dikey eksen transient reaktansı (x’d),
Dikey eksen sub-transient zaman sabiti (T”d),
j)Ana güç transformatörünün kapasitesi, pozitif bileşen reaktansı ve kademe ayarları,
k)Santralın emreamadelik çizelgesi,
l) Isı tüketimi (kcal/kwh),
m)Yakıt tüketimi (gr/kwh, ton/yıl, m3/kwh, m3/yıl),
Yakıt türü,
Yakıtın ortalama ısıl değeri (kcal/kg),
ö) Yardımcı yakıt türü ve miktarı,
Ünite türü ve türbin devir sayısı,
Birim yatırım ($/kW), sabit giderler ($/kW-ay), ve değişken işletme giderleri (cent/kwh),
Yıllık CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz emisyonları (gr/kwh),
ş) Emisyon kontrol tesisi kurulmadan önce belirlenen emisyon özellikleri (CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz) (gr/kwh),
t) Elektrofiltre, bacagazı arıtma tesisi gibi, emisyon kontrol tesislerinin verimi (%).
E.11.1.3.4 Hidroelektrik santral verileri
Yukarıdaki veriler hidroelektrik santrallar için de hazırlanıp TEİAŞ’a bildirilir.
E.11.1.4 Santral verileri
E.11.1.4.1 Aylık santral işletme verileri (Gerçekleşen aya ait veriler, takip eden ayın ilk haftası sonuna kadar verilecektir.)
E.11.1.4.1.1 Termik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
Santral iç tüketimi(kWh)
Net üretim(kWh)
ç)Yakıt miktarı (Ton veya sm3)
E.11.1.4.1.2 Hidrolik santral verileri
Brüt üretim(kWh),
Santral iç tüketimi(kWh),
Net üretim(kWh),
ç) Gelen su miktarı (m3).
E.11.1.4.1.3 Jeotermal ve Rüzgar santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
E.11.1.4.2 Kısa dönem arz-talep projeksiyonu santral verileri (Bir sonraki yıla ait veriler, içinde bulunulan yılın Mart ayı sonuna kadar verilecektir.)
Proje üretimi (kWh)
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
ç) Net üretim(kWh
E.11.1.4.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda santral verileri (İçinde bulunulan yılın Şubat ayı sonuna kadar verilecektir.)
E.11.1.4.3.1 Bir önceki yıla ait aylık bazda termik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
ç) Yakıt miktarı(Ton/sm3)
E.11.1.4.3.2 Bir önceki yıla ait aylık bazda hidrolik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
ç) Toplam gelen su miktarı(m3)
Gelen debi(m3/sn)
Enerjiye kullanılan su(m3)
Buharlaşma(m3)
Dolu savaktan bırakılan su(m3)
ğ)İçme ve kullanmaya verilen su(m3)
Dip savak ve sulamaya verilen su(m3)
ı) Sızıntı ve kayıplar(m3)
Kullanılan toplam su (m3)
Aybaşı / aysonu göl seviyesi (m)
Aybaşı/aysonu göldeki su miktarı (m3)
Su enerji oranı (m3/kWh)
E.11.1.4.3.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda jeotermal ve rüzgar santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
BÖLÜM 2
E.11.2 AYRINTILI PLANLAMA VERİLERİ
E.11.2.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.2.1.1 Genel
Kullanıcılar sistemleri ile ilgili ayrıntılı bilgileri, E.11.2.1.2 ve E.11.2.1.11'de açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirirler.
E.11.2.1.2 Kullanıcı sistemi şeması
Bara yapısı,
Hatlar, kablolar, transformatörler, kesici, ayırıcılar ile koruma ve ölçü sistemleri,
Faz sırası,
ç) Topraklama düzeneği,
Anahtarlama ve kilitleme düzenekleri,
İşletme gerilimleri,
Ekipmanın numaralandırma ve isimlendirme usul ve esasları.
E.11.2.1.3 Reaktif kompanzasyon sistemi verileri
Kullanıcı sistemindeki reaktif kompanzasyon tesisleri için aşağıdaki bilgiler hazırlanır:
Reaktif kompanzasyon sisteminin çıkışının sabit veya değişken olduğu,
Reaktif kompanzasyon sisteminin kapasitif ve/veya endüktif bölgelerdeki işletme aralığı,
Reaktif güç çıkışının kademe ayarları,
ç) Reaktif güç çıkışının otomatik kontrol özellikleri ve ayarları,
Reaktif kompanzasyon sisteminin kullanıcı sistemine bağlantı noktası.
E.11.2.1.4 Kullanıcı sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne etkisi
Kullanıcı, sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne olan etkisinin incelenebilmesi için aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirir:
Kullanıcı sistemine bağlı üniteler de dahil olmak üzere, bağlantı noktasındaki azami 3 faz-toprak kısa devre gücü,
Kullanıcı sistemine bağlı senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerden gelecek ilave 3 faz-toprak kısa devre gücü,
Kullanıcı sisteminin (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları.
E.11.2.1.5 Sistem suseptansı
Kullanıcı, nominal frekanstaki kullanıcı sisteminin iletim sistemine bağlantı noktasındaki eşdeğer sistem suseptans bilgilerini TEİAŞ’a verir. Bu bilgiler, normal koşullarda kablo şebekesinin entegre parçası olan ve kablodan bağımsız olarak hizmet dışı olmayan şönt reaktörler hakkında bilgileri de içerir. Bu bilgilere aşağıdakiler dahil değildir:
Kullanıcı sistemindeki bağımsız reaktif kompanzasyon tesisleri,
E.11.2.3.2'de belirtilen aktif ve reaktif güç ek talep verilerindeki kullanıcı sisteminin suseptansı.
E.11.2.1.6 Bağlantı empedansı
Kullanıcılar, sistemleri ile ilgili, eşdeğer direnç, reaktans ve şönt suseptansları içeren değerleri TEİAŞ’a verirler. Bu değerlerin TEİAŞ tarafından düşük bulunması durumunda eşdeğer empedans ile ilgili daha ayrıntılı bilgi veya kullanıcı sistemi eşdeğer empedansının direnç bileşeni kullanıcıdan istenebilir.
E.11.2.1.7 Talep aktarma
Talebin, iletim sistemindeki birden fazla noktadan birlikte karşılanması durumunda, bu noktaların herbirindeki taleplerin toplam talebe oranları kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir. Ayrıca, arıza ve bakım çalışmaları esnasında bu talepler üzerinde elle veya otomatik olarak yapılan talep aktarma işlemleri ve bu işlemler için gerekli süreler kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.
Talebin, iletim sistemindeki alternatif noktalardan beslenebilmesinin mümkün olması durumunda, talebin bu alternatif noktalara aktarılma olanakları ve aktarılma süreleri kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.
E.11.2.1.8 Sistem verileri
Kullanıcı, yüksek gerilim sistemi ile ilgili olarak aşağıdaki verileri sunar.
Sistem parametreleri:
Nominal gerilim (kV),
İşletme gerilimi (kV),
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen suseptansı.
Yüksek gerilim şebekesi ile kullanıcı şebekesi arasında transformatörler:
MVA kapasitesi,
Gerilim oranı,
Sargıların bağlantı şekli,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Kademe ayar aralığı,
Kademe adımı sayısı,
Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD.
Santrallar da dahil olmak üzere, iletim sistemi bağlantı noktasına bağlı primer fider donanımı:
Nominal gerilim (kV),
Nominal akım (A),
Nominal kısa devre kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kesme akımı, 1-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, tek-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, tek-faz (kA).
E.11.2.1.9 Koruma sistemi verileri
Kullanıcı, bağlantı noktasındaki koruma sistemi ve ayarları ile ilgili olarak aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a verir.
Kullanıcı şebekesindeki röleler ve koruma sistemleri hakkında, ayarları da dahil olmak üzere, kapsamlı bilgileri,
Kullanıcı şebekesindeki tekrar kapama teçhizatı ile ilgili kapsamlı bilgileri,
Ünite, ünite transformatörleri, start-up transformatörleri ve iç ihtiyaç transformatörleri ile bunlara ilişkin bağlantılardaki röleler ve koruma sistemlerinin, ayarları da dahil olmak üzere kapsamlı bilgileri,
ç) Bir kesicisi olan ünite çıkışlarında elektrik arızası giderilme süreleri,
Kullanıcı şebekesindeki arızaların giderilme süreleri.
E.11.2.1.10 Topraklama verileri
Kullanıcı, şebekesi üzerindeki topraklama sisteminin, empedanslar da dahil olmak üzere, hesaplama ve ölçümlerle ilgili verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.1.11 Geçici aşırı gerilim verileri
İzolasyon koordinasyonu çalışmaları için TEİAŞ tarafından aşırı gerilim incelemesi yapılması gerekir. Kullanıcı, TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde, iletim bağlantı noktasına ilişkin kendi sistemi için hesapladığı ark empedansı değerlerini ve bu hesaplamaların ayrıntılarını sunar. TEİAŞ, gerekmesi durumunda, tesis ve/veya teçhizatın fiziksel boyutları ve iletim sistemine doğrudan bağlı teçhizatın ve koruma araçlarının özellikleri ile ilgili daha ayrıntılı bilgi talep edebilir.
E.11.2.2 Talep verileri
E.11.2.2.1 Genel
Kullanıcılar, talep ile ilgili olarak, bir önceki ve içinde bulunan yılda gerçekleşen, ve takip eden on yıl için beklenen bilgileri E.11.2.2.2 ve E.11.2.2.3’de belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirir.
Kullanıcılar, yılın farklı dönemlerindeki toplam talebin doğru olarak belirlenebilmesi için talep tahminlerindeki değişimleri gösteren ek talep tahmini verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.2.2 Kullanıcının aktif ve reaktif güç talebi
Kullanıcı sisteminde yer alan ve dengelemeye tabi olmayan santralların üretimleri çıkarıldıktan sonra geriye kalan talep değerleri aşağıdaki şekilde saatlik bazda her gün için verilir:
Kullanıcı sisteminde aktif güç puantının oluştuğu tarih,
Kullanıcı sisteminde minimum aktif gücün oluştuğu tarih,
E.11.2.2.3 Müşteri talep yönetimi verileri
Kullanıcıdan kaynaklanan nedenlerle aktif ve reaktif talepte yapılan talep düşümü, bu düşümü gerçekleştirmek için düşümden önce tüketicilere yapılan bildirimler, talep düşümlerinin süreleri ve yıl içindeki talep düşümlerinin toplam sayısı TEİAŞ’a verilir. Bu talep düşümlerinin süre ve sayı bakımından kabul edilebilir düzeyde olup olmadığı hususunda inceleme ve değerlendirme yıl sonunda TEİAŞ tarafından yapılır. Bu incelemenin sonuçları TEİAŞ tarafından dağıtım şirketine bildirilir.
E.11.2.3 Santral verileri
E.11.2.3.1 Genel
50 MW ve üzerinde ünite veya 100 MW ve üzerinde toplam kurulu gücü olan santrallara sahip üreticiler, E.11.2.3.2’den E.11.2.3.9'a kadar belirtilen bilgileri TEİAŞ’a verir.
E.11.2.3.2 Ek talep
Ünitenin nominal yükte iç ihtiyaç yükü,
Ünitenin iç ihtiyacının iletim veya dağıtım sisteminden sağlanması durumunda, ünite gücü ile birlikte, ünitenin ek iç ihtiyaç gereksinimi de belirtilmelidir.
E.11.2.3.3 Ünite parametreleri
Nominal çıkış gerilimi (kV),
Nominal görünür çıkış gücü (MVA),
Nominal aktif çıkış gücü (MW),
ç) Minimum aktif güç (MW),
Kısa devre oranı,
Dikey eksen senkron reaktansı: (Xd),
Dikey eksen transient reaktansı: (Xd),
Dikey eksen sub-transient reaktansı: (Xd),
ğ) Dikey eksen transient zaman sabiti: (Td),
Dikey eksen sub-transient zaman sabiti: (Td),
ı) Yatay eksen senkron reaktansı: (Xq),
Yatay eksen transient reaktansı: (Xq),
Yatay eksen sub-transient reaktansı: (Xq),
Yatay eksen transient zaman sabiti: (Tq),
Yatay eksen sub-transient zaman sabiti: (Tq),
Stator zaman sabiti: (Ts),
Stator direnci: (Rs),
Stator kaçağı reaktansı: (Xls),
ö) Turbojeneratör atalet sabiti (MWsan/MVA) - (H),
Nominal ikaz akımı: (If),
r) Üreticilerin uygunluk sertifikasından %10 luk basamaklarla alınan nominal gerilimin % 50 ile %120 arasındaki aralığa karşılık gelen değerler kullanılarak ünite terminali ve gerilimi ile ikaz akımı (If) açık devre doyma eğrisi.
E.11.2.3.4 Yükseltici transformatör parametreleri
Nominal görünür güç (MVA),
Gerilim değişim oranı,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,
ç) Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Kademe ayar aralığı,
Kademe adımı sayısı,
Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
ğ) Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD
Bağlantı grubu.
E.11.2.3.5 İç ihtiyaç transformatörü parametreleri
Nominal görünür güç ( MVA),
Gerilim değişim oranı,
Yüksek gerilim tarafında ölçülen sıfır bileşen reaktansı.
E.11.2.3.6 İkaz kontrol sistemi parametreleri
İkaz devresi DC kazancı,
Nominal ikaz gerilimi,
Asgari ikaz gerilimi,
ç) Azami ikaz gerilimi,
Artan ikaz gerilimi azami değişim hızı,
Azalan ikaz gerilimi asgari değişim hızı,
İkaz devresi blok diyagramı,
Aşırı ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
ğ) Düşük ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
Güç sistemi dengeleyicisi (PSS) parametreleri.
E.11.2.3.7 Tekrar kızdırıcı sistemi gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
YB (Yüksek basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
YB kontrol valfı zaman sabiti,
ç) YB kontrol valfı açılma sınırları,
YB kontrol valfı hız sınırları,
Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti,
OB (Orta basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
OB hız regülatörü ayarlama aralığı,
ğ) OB kontrol valfı zaman sabiti,
OB kontrol valfı açılma sınırları,
ı) OB kontrol valfı hız sınırları,
YB ve OB hız regülatörü devresindeki ivmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları,
Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11.2.3.8 Tekrar kızdırıcısız gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
Hız regülatörü ortalama kazancı,
Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
Buhar veya yakıt kontrol valfı zaman sabiti,
ç) Kontrol valfı açılma sınırları,
Kontrol valfı hız sınırları,
Türbin zaman sabiti,
Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11. 2.3.9 Hidroelektrik gruplar için hız regülatörü parametreleri
Hız regülatörü kalıcı düşüşü,
Hız regülatörü geçici düşüşü,
Hız regülatörü zaman sabiti,
ç) Filtre zaman sabiti,
Servo zaman sabiti,
Giriş hız sınırı,
Maksimum giriş sınırı,
Minimum giriş sınırı,
ğ) Su girişi zaman sabiti,
Türbin kazancı,
ı) Türbin kaybı,
Yüksüz akış.
E.11.2.3.10 Santral esneklik performansı
Ünite için soğuk yol verme yüklenme hızı,
Ünite için ılık yol verme yüklenme hızı,
Senkronizasyonu izleyen blok yük,
ç)Nominal kapasiteden yük düşme hızı,
Kontrol aralığı,
Yük atma yeteneği.
E.11.2.4 Ek veriler
E.11.2.4.1 Genel
TEİAŞ, gerekmesi durumunda, sistem etüdleri için kullanıcılardan ek veriler talep edebilir.
EK 12
GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYAR PROSEDÜRÜ
E.12.1 AMAÇ VE KAPSAM
Konvansiyonel ünitelerde Güç Sistemi Dengeleyicisi (PSS) tesis edilmesinin amacı, iletim sisteminde meydana gelen salınımları sönümlendirmek, bu sayede de sistemin güvenli, güvenilir ve kararlı işletimine katkı sağlamak, aynı zamanda ülkeler arası elektrik enerjisi ticareti hacmini arttırmaktır.
Bu Prosedür’ün kapsamı içerisinde yer alan bilgisayar simülasyonlarına dayalı analizler en önemli süreçlerden biri olup, jeneratör, ikaz sistemi ve otomatik gerilim regülatörüne (AVR) ilave bir kontrol döngüsü olan PSS’in modellenmesi ve saha testleri ile doğrulanması gerekir.
PSS performans dinamik analizlerinin bilgisayar ortamında gerçekleştirilebilmesi için bu ekin E.12.2, E.12.3. ve E.12.4. kısımlarında belirtilen verilerin tamamının TEİAŞ’a verilmesi gereklidir. PSS ayar prosedürü 3 aşamadan oluşur:
Jeneratör ve ikaz sistemi (AVR+PSS) ile ilgili verilerin ve doğrulanmış modellerin TEİAŞ’a verilmesi,
PSS ayarlarının yapılması,
PSS doğrulama testlerinin yapılması ve ilgili raporun TEİAŞ’a sunulması.
E.12.2 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK JENERATÖR VERİLERİ
Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen jeneratör verileri Tablo-E.12.1’de verilmektedir.
Tablo-E.12.1- Üretim Tesislerinden Talep Edilen Jeneratör Verileri
Tablo-E.12.1’de listelenen veriler, TEİAŞ tarafından gerçekleştirilecek generator ikaz sistemleri ile ilgili tüm dinamik analiz çalışmalarında kullanılan dq0 düzlemindeki altıncı seviye senkron jeneratör modelini oluşturmak için talep edilmektedir. Söz konusu veriler konvansiyonel üretim tesisindeki ünite gücü 75 MW veya üzerinde olan her bir ünite için talep edilmektedir. Tablo-E.12.1’de verilen zaman sabitlerinin ve reaktansların yerine, dq0 düzlemindeki eşdeğer devre elemanlarının (dq0 düzlemindeki eşdeğer sargılar için, öz direnç, öz endüktans ve müşterek endüktans değerleri) değerlerinin sağlanması da mümkündür.
E.12.3 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK GRUP TRANSFORMATÖRÜ VERİLERİ
Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen Grup Transformatörü Verileri Tablo-E.12.2’de verilmektedir.
Tablo-E.12.2 - Üretim Tesislerinden Talep Edilen Grup Transformatörü Verileri
E.12.4 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK İKAZ SİSTEMLERİ VERİLERİ
Sistem kararlılık analizleri için, konvansiyonel üretim tesislerinden, Otomatik Gerilim Regülatörü (AVR) ve Güç Sistemi Dengeleyicilerinin (PSS) IEEE standart modellerine karşılık gelen blok diyagramları ve bu diyagramlardaki parametrelere karşılık gelen ilgili değerlerin; ilgili santral işleticisi tarafından TEİAŞ’a bildirilmesi gerekmektedir.
E.12.5 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYARLARININ YAPILMASI
PSS ayarları, işletme sırasında ortaya çıkabilecek 0.1–4.0 Hz frekans bandındaki tüm elektromekanik salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde yapılır. Bu amaçla, PSS ayarları, işletme sırasında oluşabilecek bölgeler arası salınım, lokal salınım, makineler arası salınım ve torsiyonel şaft salınım modları tahrik edilmeyecek şekilde ve aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterleri gözetilerek yapılmalıdır .
PSS için saha testleri öncesinde; doğrulanmış ikaz sistemi, generatör ve sistem modeli kullanılarak, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygun parametre seti belirleme çalışması yapılmalıdır. Bu çalışma sonucunda PSS için önerilen parametre seti ve bu ekin E.12.2, E.12.3, E.12.4 maddelerinde belirtilen veriler TEİAŞ’a raporlanmalıdır. Buna mütakip yapılacak olan PSS ayar çalışması saha testleri öncesinde TEİAŞ bilgilendirilmeli ve uygun bir zaman belirlenmelidir. TEİAŞ gerek görmesi halinde saha testlerinde gözlemci bulundurabilir. Ayar çalışmaları sırasında gerçekleştirilen saha testi ve bilgisayar simulasyonu sonuçlarının, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygunluğu TEİAŞ’a raporlanır. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışmanın tekrar edilmesini talep edebilir.
PSS giriş sinyallerini filtreleyen temizleme filtre zaman sabitleri ilgili modlar için efektif bir değere çekilir. (10 saniyeden daha küçük zaman sabitleri seçilmesi önerilmektedir.)
Yukarıdaki aşama tamamlandıktan sonra, PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonunun faz karakteristikleri, 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı içerisinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile düzeltilir. (Şekil-E.12.1’de gri taralı bölge).
Söz konusu ünite için tehlikeli bir şaft salınım modunun olduğu durumlarda, 1’de belirtilen faz karakteristiklerinin 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı dahilinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile ayarlanmış olması ikaz sistemi üreticisinin sorumluluğundadır.
Şekil-E.12.1 - PSS+AVR+İkaz Sistemi+Jeneratör Faz Karakteristiği için Önerilen Bölge (Elektriksel Güç / Rotor Hızı Transfer Fonksiyonu İçin)
c) Şekil-E.12.1’de belirtilen faz karakteristiklerine uygun ayarlar yapıldıktan sonra, PSS kazancı, en zayıf iletim sistemi şartlarında, en baskın (sanal kısım/reel kısım oranı en büyük olan) lokal salınım modları için sönümleme oranı (ζ), 0,707 ≤ ζ < 1 olacak şekilde ayarlanır. Ayarlanan PSS kazanç değeri, PSS maksimum kazancının (belirtilen bode diyagramında fazın -360 derece olduğundaki kazanç değeri) minimum 10 dB altında olmak zorundadır. Yani PSS kazanç değeri, maksimum PSS kazanç değerinin 1/3’ünü geçmemelidir. Saha testleri sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi, jeneratör ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, TEİAŞ tarafından onaylanmak kaydıyla, ikaz sistemi üreticisinin ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının belirleyeceği güvenli değere düşürülebilir.
Ç) PSS tasarımının, ikaz sistemine giden PSS çıkış sinyalinin, ünitenin geçici kararlılığını olumsuz etkilemeyecek şekilde sınırlandırılabilir olmasına imkan sağlaması gerekmektedir. Söz konusu limit değerleri de ikaz sistemi üreticisi (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanı) tarafından belirlenir. PSS açık durumda iken, hem giriş sinyallerinde hem de çıkış sinyalindeki limit değerinin 0’dan büyük olması gerekmektedir. (PSS çıkış sinyali limiti için tipik değer ±0,05 pu dur.)
E.12.6 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ DOĞRULAMA TEST PROSEDÜRÜ
Bölüm E.12.5’de yer alan ayar çalışmalarına dair raporların TEİAŞ’a sunulup, uygun bulunmasını müteakip doğrulama testleri bu bölümde yer alan prosedürler çerçevesinde gerçekleştirilir. Doğrulama test çalışmalarının yapılacağı tarih en az 1 hafta öncesinden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ isterse bu çalışmalar esnasında gözlemci bulundurabilir.
E.12.6.1 Ön Gereksinimler
Güç sistemi dengeleyicisi performans doğrulama testleri öncesinde, testleri gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanının, asgari olarak, aşağıdaki ekipman, yazılım ve yetkilere sahip olması gerekir:
AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde 0 pu – 0,05 pu aralığında 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir gerilim değişimine karşılık gelen basamak fonksiyonu değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde, 0 pu – 0,02 pu tepe değeri aralığında, 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir saf sinüs ya da 1/fα tipi gerilim değişimine karşılık gelen değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
Frekans tepkisi testlerini gerçekleştirebilmek ve test sonuçlarını gözlemleyebilmek için, asgari 0,1 – 10 Hz bandında çalışabilen bir spektrum analizörü donanımı ve/veya yazılımı.
ç) Test sonuçlarını sayısal ortamda depolamak için, asgari olarak; 12.6.2. maddesinde kaydı zorunlu olarak yer alan 8 farklı sinyali, ilgili her sinyal için 0,001 pu çözünürlüğünde ve 10 ms örnekleme zamanında kayıt edebilme imkânına sahip donanım ve/veya yazılım.
Test sırasında, ilgili sinyallerdeki değişiklikleri gözlemleyebilmek amacıyla, asgari iki kanallı bir osiloskop.
Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, PSS’in ikaz sistemine giden girişini iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, otomatik gerilim regulatörü girişindeki test sinyalini (basamak fonksiyonu, saf sinüs ya da 1/fα tipi test sinyali) iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
PSS’in bütün yardımcı ekipmanlarının (ölçüm transdüserleri, alarm ve uyarı sistemleri) tam ve çalışır durumda olması.
ğ) Testi gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanı için,
İkaz sistemi donanımı üzerinde
İkaz sistemi yazılımı üzerinde
Jeneratör koruma sistemi üzerinde
AVR ve PSS parametreleri üzerinde;
değişiklik yapma yetkisi ve sorumluluğu bulunmalıdır.
E.12.6.2 Test Yöntemi
PSS performans doğrulama testleri, ilgili ünitenin ikaz sistemi üreticisi ya da ilgili ikaz sistemi üreticisinin onayladığı bir ikaz sistemi uzmanı tarafından yapılır. Üretim tesisi personelinin ve/veya testi yapacak ikaz sistemi uzmanlarının test ile ilgili yazılım ve donanım ile ilgili tüm ön hazırlıkları tamamlamış ve teste hazır olmaları gerekmektedir.
Aşağıdaki sinyallerin, daha sonra yapılacak analiz çalışmaları için bütün testlerde kaydedilmesi gerekmektedir.
Ünite aktif gücü
Ünite reaktif gücü
İkaz gerilimi
ç) İkaz akımı
PSS çıkış sinyali
Jeneratör terminal gerilimi
Jeneratör armatür akımı (isteğe bağlı)
Şebeke frekansı
ğ) Rotor hızı (isteğe bağlı, eğer uygunsa)
Gerilim referans değeri (uygulanan değişiklik sinyali ile birlikte)
Testlerin sonunda E.12.7 bölümünde belirtildiği şekilde Performans Doğrulama Raporu TEİAŞ’a sunulur.
E.12.6.2.1 Basamak Fonksiyonu Tepkisi (Step Response) Testleri
PSS’in lokal salınımların sönümlendirilmesine katkı sağlayıp sağlamadığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde ±%2 (ya da ±%3) basamak fonksiyonu değişiklik yapılarak bu prosedür’ün 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Te stler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
BYTM ve MYTM’den gerekli izinler alınmalıdır. Ünite testler sırasında frekans kontrolüne katılmaması gerektiğinden hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır.
TEİAŞ tarafından onaylanan PSS ayar değerleri PSS’e yüklenir.
c)Ayrıca TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, ünite şebekeye senkron olmadan (jeneratör devre kesicisi açıkken) anma hızında dönerken ve anma geriliminde ikazlanmış durumda iken, PSS ayar çalışmaları sırasında kullanılan jeneratör ve ikaz modelini doğrulamak amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak yukarıda belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Bu test sırasında PSS kapalı konumda olmak zorundadır.
ç) PSS kapalı konumda iken, ünite nominal aktif gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir.
d) Basamak fonksiyonu tepkisi testlerine başlamadan önce testler esnasında kullanılacak kazanç değerini belirlemek üzere, PSS kazancı 0’a çekilir ve PSS aktif konuma getirilir. Daha sonra, ünite davranışı gözlenerek, PSS kazancı daha önce TEİAŞ’a raporlanan değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller ve ünite davranışı 1 dakika boyunca gözlenerek, gürültü amplifikasyonu ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim olmadığından emin olunur. Test sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, daha fazla arttırılmaz ve bu nokta maksimum PSS kazancı olarak kaydedilir. E.12.5, c) maddesinde belirtildiği gibi PSS kazanç değeri, PSS kazancı ile maksimum kazanc arasındaki fark minimum 10 dB olacak şekilde ikaz sistemi üreticisinin (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının) belirleyeceği güvenli değere ayarlanır.
e) Kazanç testlerinde herhangi bir olumsuz durumla karşılaşılmadığı takdirde, test prosedürü basamak fonksiyonu tepkisi testi ile devam eder. Bu testin amacı, PSS’in ilgili ünitenin lokal salınımının sönümlendirilmesine sağladığı katkının gözlenmesidir. Bu nedenle, basamak fonksiyonu tepkisi testleri,PSS kapalı konumda iken ve PSS açık konumda iken ayrı ayrı yapılır.
İlk olarak, PSS kapalı konumda iken, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) step değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Daha sonra, PSS açık konuma alınır ve PSS kazancı azami güvenli değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Sonuçların değerlendirilmesi aşamasında, PSS kapalı iken yapılan ve PSS açık iken yapılan basamak tepkisi test sonuçları aynı ölçekte çizilir. PSS açık konumda iken, PSS kapalı iken alınan sonuçlara kıyasla, ünite aktif gücündeki salınımların daha yüksek bir sönümleme oranı ile sönümlenmiş olması en temel beklenti olmakla birlikte, aktif güç salınımlarının 2-3 salınım periyodu içinde sönümlenmiş olması tatmin edici bir sonuçtur. Test sonuçları değerlendirilirken, aktif güç salınımları iyi sönümleniyor olsa bile, ünite reaktif gücünde, ikaz geriliminde, ya da ikaz akımında sönümlenmeyen periyodik salınımların ya da gürültü bileşeninin bulunmaması gereksinimi de dikkate alınmalıdır.
E.12.6.2.2 Frekans Tepkisi (Frequency Response) Testleri
PSS’in 0,1–3,0 Hz aralığındaki salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde ayarlandığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, beyaz gürültü ya da 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüzoidal test sinyali uygulanarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak tekrarlanan testler yerine, bütün frekans bileşenlerini içeren 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) uygulanarak da benzer testler gerçekleştirilebilir.
Test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5 – 3,0 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline Hızlı Fourier Dönüşümü (FFT) uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken alınan test sonuçlarında, PSS’in kapalı olduğu durumda alınan test sonuçlarına kıyasla salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi İşletme Müdürlüğü’nden gerekli izinler alınır. PSS kapalı konumda iken ünite şebekeye senkronlanır ve anma gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir. Bu test sırasında, test sonuçlarının tam anlamıyla değerlendirilebilmesi için, ünite hiçbir şekilde primer frekans kontrolüne katılmamalıdır.
İkaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, ya 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) ya da 0,1 – 3,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak (bu durumda testler 0,1 Hz, 0,2 Hz, 0,3 Hz, 0,4 Hz, 0,5 Hz, 0,6 Hz, 0,7 Hz, 0,8 Hz, 0,9 Hz, 1 Hz, 1,25 Hz, 1,5 Hz, 2 Hz, 2,5 Hz, 3 Hz, 3,5 Hz ve 4 Hz frekanslarındaki saf sinüs test sinyali için tekrarlanacaktır) bu ekin 19.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Test sırasında, uygulanan test sinyalinin genliği sıfırdan başlayarak terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde yavaş yavaş arttırılmalıdır. Kayıt işlemi, terminal gerilim değişikliklerinin değeri ayarlandıktan sonra başlamalıdır. Her adımda, ilk olarak PSS kapalı konumda iken test gerçekleştirilir. Daha sonra, PSS kapalı iken uygulanan sinyalin genliği değiştirilmeden PSS açık konuma getirilir. Özellikle saf sinüs test sinyalinin uygulandığı durumlarda, lokal salınım modlarının bulunduğu 0,8 Hz – 2 Hz arasında sinyal genliği arttırılırken ünite aktif gücündeki salınımların şiddetine azami dikkat edilmelidir. Herhangi beklenmeyen bir durumda, acilen test sinyalinin uygulanmasının durdurulup, PSS’in kapalı konuma getirilmesi önerilir.
Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5-4 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline FFT uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
E.12.6.2.3 Hızlı Yükleme Testleri
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi Merkezinden gerekli izinler alınır. Ünite testler sırasında primer ya da sekonder frekans kontrolüne katılmayacağı için hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır. PSS açık konumda iken, ünite minimum kararlı üretim düzeyine getirilir.
Ünite nominal aktif gücüne gelene kadar, üreticilerin belirlediği azami MW/saniye oranıyla yüklenir, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Ünite minimum kararlı üretim düzeyine gelene kadar, azami MW/saniye oranıyla yük atar, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
ç) Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, ünite yük alıp atarken büyük ölçekte reaktif güç salınımlarının gözlenmemesi beklenir. Aksi takdirde, PSS tasarımı gözden geçirilmelidir. Bu durum, özellikle hidroelektrik santrallarda tek girişli (delta P tipi) PSS kullanıldığı zaman sıklıkla görülmektedir. Bu nedenle, çift girişli (aktif güç ve frekans girişli), hızlandırıcı gücün integrali felsefesine sahip bir PSS tasarımı kullanılması önem taşımaktadır.
E.12.7 ASGARİ PERFORMANS ŞARTLARI
Üretim tesisinin/tesislerinin Güç Sistemi Dengeleyecilerinin başarı kriteri; söz konusu ünitelerin her birinin, E.12.6’da verilen Test prosedürüne göre yapılacak testler sonucunda, yine aynı bölümde yer alan performans şartlarını sağlamasıdır. Söz konusu ünitelerde gerçekleştirilen testler sırasında veya sonrasında, belirtilen performans şartlarını sağlamak amacıyla, daha önceden TEİAŞ’a raporlanmış güç sistemi dengeleyicisi ayar değerlerinde değişiklik yapılabilir. Üretim tesisinin başarı kriterine esas olan ayar değerleri, saha testleri ile doğrulanmış değerlerdir. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışma tekrar edilmesini talep edebilir.
Performans doğrulama raporlarında, asgari olarak aşağıdaki analiz ve test sonuçlarının bulunması gerekmektedir.
Üretim tesisi ile ilgili veriler (bu ekin 2, 3 ve 4. kısımlarında belirtilen veriler)
Not: Performans doğrulama raporlarında, PSS ve ikaz sistemi için performans doğrulama testleri sonucunda kesinleştirilmiş parametre değerlerinin verilmesi gerekmektedir.
Aşağıdaki maddelerde açıklanan Bode Diyagramları;
PSS devre harici iken (kapalı konumda iken), otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin gerilim referans değeri (AVR girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin terminal gerilimi olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için, kazanç ve faz karakteristikleri.
PSS devrede iken (açık konumda iken), PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için kazanç ve faz karakteristikleri.
Bu ekin 6. kısmında belirtilen metodolojiye uygun olarak gerçekleştirilmiş adım tepkisi, frekans tepkisi ve hızlı yükleme testi sonuçları.
ç) Saha ölçümleri ve bilgisayar modelinin uyumluluğunu gösteren doğrulama çalışması ile ilgili sonuçlar.
Doğrulanmış model kullanılarak gerçekleştirilen modal analiz sonuçları ile bölgeler arası salınım modunun (~0.15 Hz) sönümleme oranının (ζ), PSS açık ve kapalı durumda değişimi.
e) PSS açık ve kapalı durumda gerçekleştirilen 1 saatlik gerilim ve aktif güç sinyalleri ölçümlerinin frekans spektrumunu gösteren grafik.
EK 13
JENERATÖR YÜKLENME EĞRİSİ
EK 14
ÜRETİM PLANLAMA PARAMETRELERİ
Aşağıdaki veriler dengeleme ve uzlaştırmaya taraf ünite ve/veya bloklar için hazırlanır:
1) Senkronizasyondan çıkan üniteyi ve/veya bloğu tekrar senkronize edebilmek için gerekli minimum süre,
2) Üretim tesisindeki farklı üniteler arasında veya kombine çevrim gaz türbini bloğu içindeki bir gaz türbini ve çevrim ünitesi arasında veya iki blok arasındaki minimum senkronizasyon süresi,
3) Senkronizasyon esnasında kombine çevrim gaz türbini bloğunda, blok yük olarak tanımlanan minimum üretimi,
4) Aşağıdaki koşullar için ünite ve/veya bloğun senkronizasyonunda maksimum yüklenme oranları;
Sıcak
Ilık
Soğuk
5) Boşta en kısa çalışma süresi,
6) Aşağıdaki koşullar için, ünite ve/veya blok maksimum yük düşme oranları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
7) Aşağıdaki koşullar için, yıllık izin verilen maksimum çalışma şartları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
EK 15
FREKANSA KARŞI ÇIKIŞ GÜCÜ GEREKLİLİĞİ
(1) Şebeke frekansının 49,5 Hz – 50,5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış gücünün %100’lük sabit değeri korunmalı, ilave her %1’lik frekans düşüşü karşılığında ise en fazla %1’lik çıkış gücü düşüşü oluşmalıdır. Bu gereklilik, gaz türbinleri için 25 0C (77 0F)’nin altındaki tüm ortam sıcaklıklarında geçerlidir.
(2) Sistem frekansının düşmesi ile birlikte azalan türbin hızı nedeniyle gaz türbinlerinin aktif güç çıkışındaki düşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına düşmemesi için gereken önlemler alınmalıdır.
EK 16
ÖNEMLİ OLAY BİLDİRİM FORMATI
Önemli olayın saati ve tarihi,
Önemli olayın yeri,
Önemli olayın meydana geldiği tesis ve/veya teçhizat,
Önemli olayın özet açıklaması,
Hizmete dönüşün/toparlanmanın tahmini veya gerçekleşen saati ve tarihi,
Kesintiye uğramış arızalı/üniteleri ve kesintinin süresi,
Önemli olaydan kaynaklanan, devredeki ünitelerin emreamade olma durumunda şebekede ortaya çıkan azalma.
EK 17
YAN HİZMETLER PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
E.17.A. PRİMER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri üç aşamadan oluşmaktadır. Bu aşamalar, aşağıda E.17.A.1, E.17.A.2 ve E.17.A.3 bölümlerinde açıklanan Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi, Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi ve Doğrulama Testidir. Primer Frekans Kontrolüne katılacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili üretim tesisinde birden çok ünite bulunuyorsa primer frekans kontrol performans testleri bu hizmete katılmakla yükümlü her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin primer frekans kontrol performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanacak test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir..
(2) Testler sırasında talep edilen dokümanların yanında, primer frekans kontrol fonksiyonlarının gösterimi amacıyla ünite kontrol sistemlerinin, özellikle de türbin hız regülatörü ile kazan kontrol sistemi arasındaki işleyişin, basitleştirilmiş blok şemaları santral personeli tarafından sağlanmalıdır. Elde edilen blok şemalar ve test sinyalinin uygulama noktaları test raporunda belirtilmelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında ünite tipine göre aşağıdaki sinyallerin kayıtları yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
a) Ünite Aktif Güç Referansı (Transdüser/PLC/DCS/Veri Kayıt Yazılımı üzerinden).
b) Aktif Güç Çıkışı (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
c) Şebeke Frekansı (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
ç) Uygulanan Test Frekansı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
d) Vana Pozisyonları veya Yakıt Akışı/Miktarı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.
(4) Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri yukarıda belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak her bir veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
(5) Testler sırasında ünite parametreleri (basınç, sıcaklık ve benzeri) normal işletme değerleri dahilinde kalmalı ve normal işletme değerleri dahilinde kaldığı test raporunda beyan edilmelidir. Testler sırasında, ünite parametreleri teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.
(6) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri, herhangi bir yazılımsal ve/veya donanımsal simülasyon yöntemi kullanılarak, test edilen ünitenin türbin hız regülatörünün şebeke frekansını algılamayacağı şekilde, ölçülen hız bilgisi yerine doğrudan simüle edilen hız bilgisinin aşağıdaki Şekil E.17.A.1’de görülen prensiple uygulanması yoluyla gerçekleştirilir.
Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Şekil E.17.A.1 - Frekans Simülasyonu Uygulama Yöntemi Prensip Şeması
(7) Primer frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
E.17.A.1. Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin hedefi, ünitenin, primer frekans kontrolü için ayırabileceği azami primer rezerv miktarını, şebeke frekans kontrolü doğrultusunda belirlenmiş ölçütlere uygun şekilde, gerektiğinde sunabilir yetenekte olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır:
Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.
Ölü bant değeri 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Hız eğimi ve diğer ilgili parametreler, 200 mHz’lik frekans sapması durumunda primer frekans kontrol rezervinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı en geç 30 sn içerisinde etkinleştirilmesi gerekliliği çerçevesinde , aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.
Azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif gücünün %5’sinden az, %10’dan fazla olamaz. TEİAŞ tarafından uygun görülmesi halinde %10’dan daha yüksek bir azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.
Tablo E.17.A.1 – Hız eğim değerleri
Testler için yapılan hız eğimi, ölü bant ve diğer ilgili parametre ayarları, primer frekans kontrol performans testlerinin tüm aşamalarında aynı kalmalı ve değiştirilmemelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri, minimum ve maksimum çıkış gücü seviyelerinde iki aşamalı olarak aşağıdaki şekilde gerçekleştirilir:
Maksimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, ünitenin nominal aktif çıkış gücünün veya mevcut işletme şartlarında sağlayabileceği maksimum aktif çıkış gücünün " RPmax + (%3 x PGN)" değeri kadar aşağısında bir Pset değerine ayarlanır.
Minimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri ünitenin kararlı ve güvenli çalışabileceği minimum aktif çıkış gücünün "Rpmax + (%3 x PGN)" değeri kadar yukarısında bir Pset değerine ayarlanır. Ünitenin testler için belirlenen maksimum ve minimum çıkış gücü seviyeleri arasındaki fark "RPmax" değerinin iki katından az ise minimum çıkış gücü seviyesindeki testlerin yapılması zorunlu değildir.
Yukarıdaki her iki aşamada, türbin hız regülatörü girişine, şebekeden hız bilgisi almayacak şekilde f=-200 mHz’lik frekans sapması veya f=49,8 Hz’lik simule test sinyali basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az 15 dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek f=+200 mHz’lik frekans sapması veya f=50,2 Hz’lik simule frekans değeri için aynı işlem tekrarlanır. Bu test adımlarına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.A.2 ve Şekil-E.17.A.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Şekil-E.17.A.2. Maksimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı
Şekil-E.17.A.3. Minimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı
Test Sonuçları
(4) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri sırasında ünitenin aktif güç çıkışı, simüle frekans ve diğer ilgili sinyaller kaydedilir.
Test Kabul Kriterleri
(5) f=-200 mHz’lik ve f=+200 mHz’lik iki ayrı simüle frekans adımı için ayrı ayrı oluşturulan ve maksimum ve minimum seviyelerde gerçekleştirilen testlerden elde edilen verilerle ayrı ayrı oluşturulan bu grafikler kullanılarak testin başarısı aşağıdaki kurallara göre ayrı ayrı değerlendirilir:
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı ise en fazla 30 saniyelik süre içinde Şekil E.17.A.4 ve Şekil E.17.A.5 ’te gösterilen şekilde etkinleştirilebilmelidir.
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika boyunca Şekil E.17.A.6’de gösterilen toleranslar dahilinde sürdürülebilmelidir. Bu kriter değerlendirilirken grafikte yer alan veri kayıt noktalarının TRP_A , TRP_B ve TRP_C ile gösterilen zaman dilimlerinin her biri için ayrı ayrı olmak üzere en az %90 oranında tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilecektir.
Şekil E.17.A.4 - f=49,8 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki
Şekil E.17.A.5 - f=50,2 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki
ç) Üniteler, Şekil-E.17.A.6'da görüldüğü şekilde, en fazla "Δtd" olarak belirtilen "Gecikme Süresi" süresi içinde (hidroelektrik üniteler için 4 saniye, diğer üniteler için 2 saniye) tepki vermeye başlamalıdır.
Şekil-E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin Değerlendirilmesi
E.17.A.2. Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin hedefi test edilen ünitenin frekans değişimlerine hassasiyetinin yeter ve gerek seviyede olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testleri, primer tepkinin sürekli bir şekilde sağlanabilmesinde hiçbir tutarlı işletmesel engel olmayan maksimum çıkış gücü seviyesinde aşağıdaki şekilde geçekleştirilir:
Ünite hassasiyetinin tespit edilmesi için test sinyali, Şekil E.17.A.6’da gösterilen uygulama prensibi doğrultusunda f=-5 mHz’den başlayarak ünite kontrol vanalarında test sinyali ile bağıntılı bir tepki gözleninceye kadar frekans sapma miktarı artı ve eksi yönde 5 mHz’lik kademeler halinde arttırılarak uygulanır. Ünite tepkisi için vana hareketi ve/veya diğer ilgili sinyallerdeki değişimler ölçüt olarak kabul edilir. f=-5 mHz’lik frekans sapması veya f=49,995 Hz’lik simule frekans değeri aşağıda Şekil.E.17.A.5’te görüldüğü gibi basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az bir dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek bu sefer de f=+5 mHz’lik frekans sapması veya f=50,005 Hz’lik simule frekans değeri aynı şekilde uygulanır. Eğer ünite ±5 mHz’lik frekans sapmalarına tepki vermez ise, aynı işlemler ±10 mHz’lik frekans sapmaları için tekrar edilir.
Şekil.E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
(3) Test süresince vana pozisyonu ve diğer sinyallerin kayıtları alınır.
Test Kabul Kriterleri
(4) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin değerlendirilmesi aşağıdaki ölçütlere göre yapılır:
Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testlerinde frekans sapmasının uygulandığı anda vana pozisyonunda ve/veya diğer ilgili sinyallerde değişiklik gözlenmelidir.
Ünite duyarsızlığı ±10 mHz’i geçmemelidir.
E.17.A.3 Doğrulama Testi
Test Hedefi
(1) Doğrulama Testinin hedefi test edilen ünitenin test koşulları dışında, normal işletme şartlarında da sürekli olarak primer frekans kontrolüne uygun şekilde çalışabileceğinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Doğrulama Testi, Primer Frekans Kontrol Rezerv ve Hassasiyet testleri sonucunda, ünitenin bu hizmeti sağladığının gözlenmesi durumunda gerçekleştirilir. Ünite üzerinde yapılan ayarlamalar değiştirilmeden, türbin hız regülatörünün hız bilgisini şebekeden alacağı şekilde bağlantıları yapılarak 24 saat boyunca gerçek frekans ile normal çalışmasının kaydı yapılır. İletim sisteminden ya da sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanan nedenlerle ünitelerin servis harici olması durumunda, kesinti olan süre testin sonuna eklenir. İletim sisteminden veya sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanmayan servis harici olma durumlarında 24 saatlik test tekrar başlatılır. Doğrulama testleri için ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, azami primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği ve minimum çıkış gücü seviyesinin altında olmayan bir Pset değeri olarak ayarlanır. Ünitenin çalışma programı, Doğrulama Testi’nin yapılacağı süre boyunca Pset değeri aynı değerde sabit kalacak şekilde belirlenir.
(3) Gaz motorları için doğrulama testi en az üç üniteyi içerecek şekilde gruplar halinde yapılır.
Test Sonuçları
(4) Testler sırasında gerçekleşen pozitif ve negatif yöndeki en büyük frekans sapması için frekans ve çıkış gücü değerlerinin yer aldığı grafikler test raporuna eklenir.
Test Kabul Kriterleri
(5) Test edilen tüm üniteler için doğrulama testinin değerlendirilmesi Şekil.E.17.A.7’de belirtildiği gibi yapılır. Gaz motorları için doğrulama testinin değerlendirilmesi yapılırken, test edilen grupların toplam çıkış gücü değeri dikkate alınacak, ancak ölçümler ünite bazında kaydedilir.
Ünite/Gaz motor grubu için ölçülen Çıkış Gücü değerlerinin en az %90’ının
“Pset + PG ± %1 x PGN” değer aralığında olması gereklidir.
PG: Gerçekleşen frekans sapmasına verilmesi beklenen primer tepki.
Şekil.E.17.A.7- Primer Frekans Kontrol Doğrulama Testi Değerlendirilmesi
E.17.B. SEKONDER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1) Sekonder frekans kontrol performans testleri öncesinde, santral/blok/ünite TEİAŞ SCADA sistemine dahil edilmiş, santralın sekonder frekans kontrolüne katılımı amacıyla santralda gerçekleştirilmesi gereken arabirimin/sistemin tasarım dökümanı TEİAŞ’a sunularak TEİAŞ tarafından onaylanmış ve bu sistemin TEİAŞ tarafından onaylanan tasarım dökümanı uyarınca TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programının gerekliliklerine tam uyumlu olarak gerçekleştirilmiş olması gerekir.
(2) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri, "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderilen her bir birim (santral/blok/ünite) için ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(3) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrolü için kullanacakları rezerv hariç olmak üzere, her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitler dikkate alınarak hesaplanır. Dolayısıyla, Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite) her bir ünitesi için ayarlanabilir ve elle girilebilir yapıda tasarlanmış ayrı ayrı minimum ve maksimum limitler tanımlanmış olmak zorundadır. İlgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, sekonder frekans kontrolüne katılım için planlanan en büyük aralık sağlanacak şekilde ayarlanır. İlgili birim (santral/blok/ünite) için ayarlanan bu aralık “Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RSA)” olarak belirlenir.
(4) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) değeri, sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) minimum kapasite (MINC) değeri ise sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbini olması durumunda, buhar türbininin aşağıda belirtildiği şekilde tahmin edilen minimum ve maksimum kapasite değerleri de ilgili toplam kapasite değerlerine dahil edilir.
(5) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinleri (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) ise buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer buhar türbininin maksimum limit değeri olarak, buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer ise buhar türbininin minimum limit değeri olarak dikkate alınır.
(6) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), sekonder frekans kontrolü için belirlenen maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerlerinin her bir ünite için elle girilen minimum ve maksimum limit değerleri kullanılarak ve ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları (Auto/Manual) dikkate alınarak doğru bir şekilde hesaplandığı gerçekleştirilecek testler ile kontrol edilir.
(7) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinlerinin de (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) testler sırasında devrede olması ve kayıtlarının alınması esastır. Dolayısıyla, ilgili birime gönderilen Uzak Güç Talebi Ayar Değeri’nin buhar türbinlerinin üretimlerinin de dikkate alınarak doğru bir şekilde ünitelere dağıtılması esas olup gerçekleştirilecek testler ile bu dağıtımın doğru yapıldığı kontrol edilir.
(8) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (MAXC ile MINC arasındaki fark, RSA), maksimum Yüklenme Hızı Oranı ile 5 dakika içinde sağlayabileceği rezerv miktarını aşmayacak şekilde ayarlanmalıdır. İlgili birimin (santral/blok/ünite), 106 ncı maddede belirtilen yüklenme hızı oranı ile çalışmasını sağlayabileceği uygun bir rampa ya da eğim işlevselliği olmalı ve yüklenme hızı oranı ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır.
(9) Testler sırasında ünite parametreleri normal işletme değerleri dahilinde kalmalı, testler nedeniyle, ünite parametreleri (basınçlar, sıcaklıklar, gerilim ve benzeri) teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da test edilen santral/blok/ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.
(10) Sekonder Frekans Kontrolü performans testlerinin yapıldığı üretim tesislerinde, ünitenin nominal aktif gücüne (Pn) ulaşmasına müsaade etmeyen çevre şartları, göl kotu ve benzeri etkenler gibi durumlarda, testler sırasındaki koşullara göre ulaşılabilen maksimum aktif çıkış gücü dikkate alınarak testler gerçekleştirilir.
(11) Sekonder frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir, sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
Test Hedefi
(12) Sekonder Frekans Kontrolüne katılacak ve TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programı aracılığıyla SCADA sistemi üzerinden ayar değeri gönderilecek santralda kurulan Sekonder Frekans Kontrol Sisteminin/Arabiriminin istenen fonksiyonları ve belirlenen performans ölçütlerini sağlayıp sağlamadığı tespit edilir.
Test Aşamaları
(13) Sekonder frekans kontrol performans testlerinde izlenecek temel test adımları aşağıdaki gibidir.
a) Santral/blok/ünite Limitlerinin Hesaplanmasının Kontrolü
Santral/blok/ünite limitlerinin (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr) hesaplanmasının ünite limitleri, fiili üretimleri, çalışma konumları ve PFCO durumları dikkate alınarak yapıldığı testler sırasında kontrol edilir.
b) Yüklenme Hızı Testleri
(14) Yüklenme hızı testleri, santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere iki ayrı işletme durumunda yük alma ve yük atma yönünde yapılır.
Bu işletme durumlarında izlenecek temel test adımları aşağıda verilmektedir:
b.1. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Atma Hızı Testi (PFCO = OFF)
Testlere başlamadan önce, ilgili santral/blok/ünitenin hizmeti sunabileceği maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın, azami sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesi (RSA) sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır. Belirlenmiş olan bu MAXC ve MINC değerleri primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde de kullanılır.
Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.2. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = OFF)
Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanacak ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.3. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Atma Hızı Oranı Testi (PFCO = ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünitenin primer frekans kontrollü iken maksimum kapasite değeri MAXCpr ve primer frekans kontrollü iken minimum kapasite değeri MINCpr, santral/blok/ünitenin primer frekans kontrol rezerv miktarları dikkate alınarak aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
MAXCpr = MAXC + RP
MINCpr = MINC - RP
Hesaplanan bu değerler primer frekans kontrollü iken sekonder frekans kontrol rezerv aralığı RSApr sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır.
Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve ilgili santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.4. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise sıfır mHz olarak ayarlanır.
Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite MAXCpr ve minimum kapasite MINCpr değerleri, primer frekans kontrolün devrede olduğu Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
c) Alarm ve Durum Bilgileri Testleri
(15) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin alarm ve durum bilgilerinin aşağıdaki Tablo E.17.B.1’de belirtildiği şekilde santralda doğru bir şekilde üretildiği ve bu bilgilerin TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderildiği test edilir.
Tablo E.17.B.1 - Alarm ve durum bilgileri
c.1. Uzak Güç Talebi Geçersiz Alarmı Testi (LRPD)
İlgili santral/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) / 2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
Santral/blok/ünite ayarlanan çıkış gücü değerinde çalışmaya devam ederken, MYTM’den ilgili santral/blok/üniteye gönderilen “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” kesilerek, santral kontrol sisteminin en az 60 saniye süresince bu sinyali alamaması sonucunda LRPD sinyalini “INVALID” olarak ürettiği, bunun akabinde santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “LOCAL” konuma geçtiği ve bu bilgilerin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Bu durumdayken santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması santral operatöründen istenir. “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” etkin olmadığı için santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna alınamadığı ve “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği kontrol edilir.
MYTM’den ilgili santral/blok/üniteye gönderilen “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” tekrar etkin hale getirilir. Santral kontrol sisteminin LRPD sinyalini “OK” olarak ürettiği, bununla beraber santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna otomatik olarak geçmeyip “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği ve bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Bu durumdayken santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması santral operatöründen istenir. Santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna geçtiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.2. Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu Testi (LREM)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır. Bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok içerisindeki buhar türbini hariç diğer ünitelerden en az birinin işletme durumu “AUTO” konumuna alınmadan ilgili santralin/bloğun sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınamadığı kontrol edilir.
c.3. Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu Testi (LLOC)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “LOCAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.4. Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu Testi (LMAN)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “MANUAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.5. Maksimum Kapasite Alarmı Testi (LMAX)
Maksimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MAXC” değeri gönderilir.
Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin üzerinde olduğunda santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “MAXIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
“MAXC - (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerinin altına düştüğünde santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.6. Minimum Kapasite Alarmı Testi (LMIN)
Minimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MINC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MINC” değeri gönderilir.
Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin altında olduğunda santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “MINIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
“MINC + (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerinin üzerine çıktığında santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.7. Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi (LPWR)
İlgili santral/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) / 2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
Santral/blok/ünite bu durumda çalışmaya devam ederken, MYTM’den uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden büyük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “MISMATCH” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’den tekrar uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden küçük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.8. Mikro-işlemci Arızası Alarmı Testi (LMIC)
Test edilecek ilgili santral/blok/üniteye ait “LFC Mikro-İşlemci Arızası (LMIC)” sinyali, fiili arıza oluşturulamayacağı için benzetim yolu ile kontrol edilecektir.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
Yapılan arıza benzetimi sonucunda santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “FAILURE” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Yapılan arıza benzetiminin sona erdirilmesi durumunda ise santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “OK” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
d) Güç Dağıtım Testi
Güç Dağıtım Testi, ünite sayısı 2 ve üzerinde olan santrallar/bloklar için uygulanır.
Güç dağıtım testi öncesinde test edilecek ünitelerin primer frekans kontrol işletimi devre dışı olacak şekilde gerekli ayarlamalar yapılacaktır. İlgili santral/blok MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanacaktır.
Sekonder Frekans Kontrol Performans Testlerinin bu kısmında öncelikle, sekonder frekans kontrol işletimine katılabilen üniteler, her grupta eşit sayıda ünite bulunacak şekilde iki gruba ayrılır. Ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları grup halinde dönüşümlü olarak "AUTO" konumuna alınarak testler 2 aşamada gerçekleştirilir. Diğer bir deyişle, birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece birinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir. Testin ikinci aşamasında ise ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece ikinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir.
Bu testin birinci aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
vi. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vii. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
viii. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
ix. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
x. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
Bu testin ikinci aşamasına başlamadan önce işletme durumları “AUTO” konumunda olan üniteler “MANUAL” konuma, “MANUAL” konumda olan üniteler ise “AUTO” konumuna alınarak aşağıdaki adımlar uygulanır:
İlgili santral/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumlarının “AUTO” konumunda ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumunun da “REMOTE” konumunda olduğu kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
İşletme durumu “MANUAL” olan ünitelerdeki üretim değişimlerinin, santralın/bloğun üretiminin MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ni izlemesini etkilemediğine yönelik olarak aşağıdaki test yapılır:
İşletme durumu "AUTO" konumundaki ünitelerden bir veya birkaç tanesi "MANUAL" konumuna alınarak operatör müdahalesi yoluyla ünite limit değerlerine kadar yük alma ve/veya yük atma işlemi yaptırılarak "AUTO" konumundaki diğer ünitelerin "MANUAL" konumundaki bu ünitelerin oluşturduğu yük değişikliğini telafi edip etmediği kontrol edilir. İhtiyaç duyulması durumunda aynı işlemler diğer üniteler için de tekrar edilir.
Test Sonuçları
(16) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında, gerçekleştirilecek test adımına göre aşağıdaki sinyallerin yanı sıra, gerekli görülebilecek diğer sinyallerin de kayıtları alınır;
Aktif Güç Çıkışı Brüt Değerleri
Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)
Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri (Pset Geri Bildirim)
Şebeke/Simüle Frekans
Hız Eğimi Ayar Değerleri
Maksimum Kapasite Değeri (MAXC)
Minimum Kapasite Değeri (MINC)
Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)
Alarm ve Durum Bilgileri;
Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı (LRPD)
Maksimum Kapasite Alarmı (LMAX)
Minimum Kapasite Alarmı (LMIN)
Mikro-İşlemci Arızası Alarmı (LMIC)
Güç Uyumsuzluk Alarmı (LPWR)
Ünite İşletme Durumu (Auto/Manual)
Sekonder Frekans Kontrol İşletim Durumu (LREM, LMAN, LLOC)
Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (PFCO)
(17) Sekonder frekans kontrol performans testleri neticesinde hazırlanacak test raporunda, asgari aşağıdaki test sonuçlarının yer alması esastır:
Test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri (Pset RPD) uyarınca, santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği, (santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere her iki işletme durumu için test aşamaları bölümünde belirtilmiş olan yüklenme hızı testlerinin her biri için oluşturulur)
"Yüklenme Hızı ve Oranı",
Yüklenme hızı, santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı andan itibaren hedef çıkış gücüne ulaştığı ana kadar geçen süre içerisinde gerçekleşen yük değişiminin bu süreye oranıdır.
Yukarıda hesaplanan yüklenme hızı (MW/dk), aşağıdaki formül kullanılarak yüklenme hızı oranına dönüştürülür.
Yüklenme hızı oranı (%/dk) = 100*(yüklenme hızı/Pnom)
Pnom= santral/blok/ünitenin nominal aktif gücü
İlgili santral/blok/üniteye "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderildiği an ile santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı ana kadar geçen süre olan "Gecikme Süresi".
Tepki Süresi, İlgili santral/blok/ünite tepki vermeye başladığı andan toplam aktif güç çıkışının hedef çıkış gücüne ulaşma anına kadar geçen süredir.
Aşağıdaki Tablo E.17.B.1 ve E.17.B.2’nin "PFK ON" ve "PFK OFF" konumlarındaki Yük Alma ve Yük Atma testlerinde elde edilen sonuçlara göre ayrı ayrı doldurulması gerekmektedir.
Tablo E.17.B.2 - Yük alma ve yük atma hızları
Tablo E.17.B.3 - Sekonder frekans kontrol aralığı
Santralda kurulan Otomatik Üretim Kontrolü Sistemi/Arabirimi İnsan Makine Arayüzünde (HMI) aşağıdaki bilgilerin görüntülendiği kontrol edilir:
AGC kontrol blok diyagramı,
AGC sisteminin çalışma modu,
Ayar değeri ve ünitelere dağılımı,
Lokal ayar değeri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),
Ünite bazında sekonder frekans kontrol limitleri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),
Santral/blok/ünite sekonder ve primer frekans kontrol maksimum ve minimum kapasite değerleri (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr),
Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol bandı,
“PD Validity” sinyalinin durumu,
AGC Sistemine/Ara birimine ilişkin alarmlar,
Ayrılan toplam primer frekans kontrol rezervi,
Ünitelerin primer frekans kontrolüne katılım durumu sinyalleri (PFCO),
Ünite yük alma /atma hızları,
Hız regülatörleri hız eğimi ayar değerleri,
Toplam santral üretimi,
Kontrol hatası (Ayar değeri ile santral üretimi arasındaki fark).
Test Kabul Kriterleri
(18) TEİAŞ tarafından MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) sistemi üzerinden test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri uyarınca, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde ( bölüm b.2.) elde edilen verilere göre oluşturulan santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği aşağıdaki Şekil E.17.B.1.’de gösterilen toleranslar dahilinde olmak zorundadır.
Şekil E.17.B.1 – Test kabul kriteri grafiği
(19) Test edilen alarm ve konum bilgileri üretim tesisinde doğru bir şekilde üretildikten sonra TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine doğru bir şekilde gönderilmeli, Sekonder Frekans Kontrolü'ne katılacak test edilen santral/blok/ünitenin iletişim altyapısı bu hizmeti sunmaya yeterli olmak zorundadır.
(20) Güç dağıtım testinde, ilgili santral/blok/ünitenin uygulanan çıkış gücü değişikliklerinde oluşan yüklenme hızı oranları, "Auto" konumunda olan ünite sayısı ile doğru orantılı olacak şekilde hesaplanan yüklenme hızı oranı ile ±%10’luk toleranslar dahilinde örtüşmelidir.
E.17.C.1 REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Santralda birden çok ünite varsa, reaktif güç destek hizmeti performans testleri her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanan test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir. Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir:
Test edilecek ünitenin her zaman çalışması beklenen işletme koşullarında test edilmesi amacıyla ilgili ünite, her türlü dış kontrol döngüsünden bağımsız olarak, Jeneratör Terminal Gerilimi Regülasyonu Modunda (AVR Auto Mode) çalıştırılabilir ve jeneratör terminal gerilimi ayar değeri arttırılıp/azaltılarak reaktif güç yüklenmesi sağlayabilir nitelikte olmak zorundadır. Yükseltici transformatöründe, yükte kademe değiştirici olan üniteler için kademe değiştirilerek ve gerektiğinde jeneratör terminal gerilim ayar değeri değiştirilerek ünitenin reaktif yüklenmesi sağlanabilir.
Test esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve test için daha uygun seviyelere getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır. İlgili üretim tesisinde teste tabi olmayan diğer üniteler bu amaçla gerilim değişimlerini minimize etmek ve de test koşullarını iyileştirmek üzere çalıştırılır.
Performans testleri, test edilecek ünitenin normal çalışma sırasında maruz kaldığı işletme koşullarında gerçekleştirilir.
Test edilecek ünitenin jeneratör yüklenme eğrisi ve tüm ilgili koruma değerleri (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip ve Düşük Gerilim Trip ve benzeri) test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.
Test edilecek ünitenin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, o üniteye bağlı olan jeneratörün nominal güç faktörü ve nominal görünür güç (MVA) değeri, soğutma tipi, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup, santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır Harici olarak bağlanacak veri kayıt techizatı doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Testler sırasında jeneratörün zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına dikkat edilmelidir. İlgili santralda varsa diğer üniteler ya da BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılmalıdır.
Senkron kompansatör olarak çalışma yeteneği olan üniteler için testler, hem jeneratör durumunda hem de senkron kompansatör durumunda gerçekleştirilir. Senkron kompanzasyon hizmeti için testler jeneratör durumuna göre belirlenmiş değerlerden farklı olan zorunlu MVAR değerlerine ulaşılmasının teyidi doğrultusunda gerçekleştirilir.
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.
E.17.C.1.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Jeneratör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin bara gerilimini kontrol edebilmek amacıyla belirlenen zorunlu MVAR değerlerine (Şekil E.17 C.1.1), nominal aktif gücü ve minimum kararlı üretim düzeyleri (MKÜD) arasındaki aktif güç seviyelerinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.
Senkron Kompansatör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin Yönetmeliğin 20. maddesinde tanımlanan zorunlu reaktif güç değerlerine, (Şekil E.17 C.1.2) belirlenen tolerans dahilinde gerektiğinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.
Şekil E.17.C.1.1 – Test Hedeflerinin Şekil E.17.C.1.2 – Test Hedeflerinin
Karşılandığı Durumlar (Jeneratör) Karşılandığı Durumlar (Senkron Komp.)
Test Aşamaları
Jeneratör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde olmak üzere toplam üç aktif güç seviyesinde gerçekleştirilir. Ünitenin emreamade kapasitesinin nominalin altında olması durumunda, testler emreamade kapasite seviyesinde gerçekleştirilebilir. Ancak Geçici 6 ncı madde kapsamına giren veya 20 inci maddeye göre lisans gücü tadilatı yapılan üretim tesisleri, test esnasında nominal seviye olarak jeneratörün aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerini üretebileceği maksimum aktif güç seviyesini kullanırlar. Senkron kompansatör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi ise ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken aşırı ve düşük ikazlı durumda gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir. Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin performans testi, ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken, aşırı ve düşük ikazlı durumda, aşağıda belirtilen şekilde gerçekleştirilir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenecek ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanır ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde arttırılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak arttırılırken aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenecek ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ortalama değerlere göre doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.
Şekil E.17.C.1.3 – Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenir ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanacak ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde azaltılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.4’te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak azaltılırken düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenir ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo E.17.C.1.2 ortalama değerlere göre doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.
Şekil E.17.C.1.4 – Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin kayıtları, yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
a) Aktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
b) Reaktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
c) Bara Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
ç) Jeneratör Terminal Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
d) İkaz Akımı veya Gerilimi (Akım-Gerilim Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
e) Stator Akımı (Akım Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden )
f) İç İhtiyaç Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
g) Güç Faktörü (PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Aşamaları bölümünde belirtilen adımlar doğrultusunda yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi neticesinde hazırlanacak test raporunda, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde sabitlenerek başlayan her bir test aşaması için aşağıda yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ve Tablo-E.17.C.1.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Benzer şekilde senkron kompansatör olarak test edilen ünite için de belirtilen tabloların doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.1.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
TabloE.17.C.1.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna üretici tarafından temin edilen aşağıdaki bilgi ve belgeler de eklenir:
Jeneratör Yüklenme Eğrisi
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Ünitenin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen nominal aktif gücü (Pnom)
Türbin tipi (Hidroelektrik, Gaz, Buhar)
Ünitenin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi (MW)
Jeneratörün nominal görünür gücü (MVA)
Jeneratörün nominal terminal gerilimi (kV)
Jeneratör anma (rated) rotor (field) akımı/gerilimi
İkaz sistemi (exciter) anma (rated) akımı/gerilimi
Jeneratörün bağlı olduğu yüksek gerilim barasının (yükseltici ana transformatör sonrası gerilim) nominal gerilimi
Jeneratörün nominal güç faktörü değeri
Jeneratörün soğutma tipi (doğrudan hava / su-hava / su-hidrojen)
Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Yükseltici (Step-Up) Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
Yükseltici Transformatörün test sırasındaki mevcut kademe değeri
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman) (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip, Düşük Gerilim Trip)
Test Kabul Kriterleri
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerine, bu değerlerin %10’luk toleransı dahilinde ulaşmalıdır.
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerini en az 10 dakika boyunca sağlamalıdır.
(a) ve (b) bentlerinde belirtilen kriterlere ulaşılamaması halinde dahi, testin başarılı kabul edileceği istisnai durumlar aşağıda belirtildiği şekildedir.
1. Aşırı ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi üst çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
2. Düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi alt çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
3. Benzer şekilde, aşırı/düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen test edilen üniteye bağlı iç ihtiyç barasının kabul edilebilir maksimum/minimum gerilim seviyesine ulaşması sebebiyle aşırı/düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
E.17.C.2. RÜZGÂR ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Rüzgâr Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri üretim tesisinin sisteme bağlantı noktasında/noktalarında üretim tesisi bazında gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi bazında hazırlanır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir.
Reaktif güç destek hizmeti performans testleri öncesinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından ilgili Bölgesel Yük Tevzi Merkezi ve/veya TEİAŞ MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.
Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için reaktif güç destek hizmeti performans testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak üzere iki kısımdan oluşmaktadır.
Bu testler sırasında, tüm üniteler devrede olmalı, bu mümkün değilse, ünitelerin en az %80’i devrede olmak zorundadır. Ayrıca üretim tesisi gerilim kontrolcüsü devrede olmalı, sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans ve droop değerleri doğrultusunda çalışıyor olmak zorundadır.
Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu) getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır.
Testler sırasında üretim tesisinin ilgili yan hizmet anlaşma metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılır.
Test edilecek üretim tesisinin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, üretim tesisinde kullanılan ünite teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilecek ve bu bilgiler, test raporuna eklenir.
Veri kayıt cihazı, ölçülen değerleri, zaman bilgisiyle kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır.
Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.
E.17.C.2.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Bu testin hedefi, rüzgara dayalı üretim tesisinin Şebeke Yönetmeliği Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar; gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla arttırılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa, testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır).
4.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
b) Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar, gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla azaltılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır.)
4.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Test Sonuçları
Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilecektir. Bu sinyallerin yanısıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır (1 saniye veya daha kısa sürede en az bir veri).
Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında, test edilecek üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.2.1 ve Tablo E.17.C.2.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.2.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Tablo E.17.C.2.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir:
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Üretim tesisinin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen kurulu gücü (MW)
Ünite Teknolojileri
Sistem(Bağlantı Noktası) nominal gerilimi (kV)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Ana Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
Ana Transformatör empedansı (%), X/R Oranı, ve nominal görünür güç değeri ( MVA)
Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz, değişim yüzdeleri)
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman)
Test Kabul Kriterleri
Test edilen üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.
Test edilen üretim tesisi, sistem koşulları sebebiyle, üniteler gerilim limitlerine ulaşmış olmasına rağmen, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir. Her iki durumda, üretim tesisinin zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının sebebi, belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.
E.17.C.2.2 Üretim Tesisi Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi
Test Hedefi
Bu testin hedefi, rüzgara dayalı üretim tesisinin TEİAŞ tarafından belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır. Bu test bağlantı anlaşması 3/1/2013 tarihinden sonra yapılmış olan rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinde yapılır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisi aktif çıkış gücü, rüzgar koşullarına bağlı olarak kurulu gücünün %60’ı ile %100’ü arasında bir değerde iken, gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak gerçekleştirilir.
Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde, ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak, üretim tesisinin toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.
Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır. Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.
Test Sonuçları
Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilir. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Kabul Kriterleri
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop) değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.2.3’de belirtilen değerlere Şekil E.17.C.2.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde ulaşmalıdır.
Tablo E.17.C.2.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri
Şekil E.17.C.2.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri
E.17.C.3. GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri üretim tesisinin sisteme bağlantı noktasında/noktalarında üretim tesisi bazında gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi bazında hazırlanır. Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak üzere iki kısımdan oluşmaktadır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gerekmektedir.
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından ilgili BYTM ve/veya MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.
Bu testler sırasında, üretim tesisinin kurulu gücünün en az %80’i devrede olmak zorundadır. Ayrıca üretim tesisi gerilim kontrolcüsü sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans ve droop değerleri doğrultusunda çalışacak şekilde devrede olmak zorundadır.
Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu) getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyonun sağlanması gerekmektedir.
Testler sırasında üretim tesisinin ilgili yan hizmet anlaşma metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılır.
Test edilecek üretim tesisinin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, üretim tesislerinde kullanılan invertör ve panel teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilerek test raporuna eklenir.
Veri kayıt cihazının ölçülen değerleri zaman bilgisiyle kaydedebilecek özellikte olması gerekmektedir.
Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfının en az %0,2 olması gerekmektedir. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikasının son üç yıl içerisinde güncellenmiş olması gerekmektedir. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığına dair belgeler test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.
E.17.C.3.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Bu testin hedefi, güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisinin Elektrik Şebeke Yönetmeliği Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve çevre koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. İnvertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaşana kadar gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla arttırılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan invertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın inisiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır).
4.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. İnvertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaşana kadar gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla azaltılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan invertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın inisiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır.)
4.Toplam reaktif çıkış gücü düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Test Sonuçları
Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında aşağıda belirtilen sinyaller kaydedilecektir. Bu sinyallerin yanı sıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler belirtildiği şekilde isimlendirilerek TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text ve csv) test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır.
Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında test edilecek üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve çevre koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.3.1 ve Tablo E.17.C.3.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.3.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Tablo E.17.C.3.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir.
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Üretim tesisinin kabul tutanakları ya da lisansında belirtilen kurulu gücü (MW)
İnvertör ve panel teknolojileri
Sistem (bağlantı noktası) nominal gerilimi (kV)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşması’nda tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşması’nda tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Ana transformatör nominal primer ve sekonder gerilimi
Ana transformatör empedansı (%), X/R oranı, ve nominal görünür güç değeri (MVA)
Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz ve değişim yüzdeleri)
Koruma ve limitleme bilgileri (Değer/Zaman)
Test Kabul Kriterleri
Test edilen üretim tesisi aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.
Test edilen üretim tesisi sistem koşulları sebebiyle invertörler gerilim limitlerine ulaşmış olmasına rağmen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında üretim tesisi aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir. Her iki durumda da üretim tesisinin zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının sebebi belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.
E.17.C.3.2 Üretim Tesisi Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi
Test Hedefi
Bu testin hedefi üretim tesislerinin TEİAŞ tarafından belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında üretim tesisi aktif çıkış gücü çevre koşullarına bağlı olarak kurulu gücünün %60’ı ile %100’ü arasında bir değerde iken gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak gerçekleştirilir.
Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde, ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak üretim tesisinin toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.
Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır. Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.
Test Sonuçları
Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kaydedilir. Bu sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim tesisi gerilim referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler belirtildiği şekilde isimlendirilerek TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Kabul Kriterleri
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop) değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.3.3’de belirtilen değerlere Şekil E.17.C.3.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde ulaşmalıdır.
Tablo E.17.C.3.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri
Şekil E.17.C.3.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri
E.17.D. OTURAN SİSTEMİN TOPARLANMASI HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Oturan Sistemin Toparlanması Hizmeti Performans Testleri, Ünite Toparlanma Testi ve Üretim Tesisi Toparlanma Testi olmak üzere iki aşamadan oluşmaktadır. TEİAŞ aşağıda belirtilen aynı test adımlarının takip edileceği ancak tam anlamıyla gerçek şebeke koşulları yansıtacak şekilde (boş hatların enerjilendirilmesi, ada modu kararlığı), bu hizmeti sunacak üretim tesisini ve bağlı olduğu bir bölgeyi enterkonnekte sistemden izole ederek, bir üretim tesisi toparlanma testini, sistem testi olarak gerekli gördüğünde gerçekleştirebilir.
Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemi ile bağlantısı mevcut iken, sadece testin gerçekleştirileceği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjisiz bırakılıp acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin, bu hizmeti sunacak tüm ünitelerinde gerçekleştirilmesi esastır.
Üretim Tesisi Toparlanma Testi ise, ilgili üretim tesisinin tüm çıkış fiderlerinin ya da iç ihtiyaç baralarının izole edilmesi suretiyle iletim sistemi ile bağlantısı tamamen koparılmışken, test edilecek ünitenin, iç ihtiyaç barasının acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Üretim Tesisi Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemiyle bağlantısının olmadığı durumda tek bir ünite seçilerek yapılır.
Şekil E.17.D.1: İç ihtiyaç ve acil durum jeneratörü genel elektriksel bağlantı konfigürasyonları
(4) Oturan Sistemin Toparlanması hizmetini sunacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Kayıt techizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve test esnasında ölçülen değerler zaman bilgisiyle birlikte kayıtedilebilmelidir. Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Harici olarak kullanılacak veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
E.17.D.1 Ünite Toparlanma Testi
Test Hedefi
Ünite Toparlanma Testi’nin amacı, test edilen ünitenin toparlanma yeteneğinin ve ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Ünite toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite devrede ve ilgili üretim programı doğrultusunda yüklenmiş durumda iken aşağıdaki şekilde yapılır.
MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirildiği ünite kademeli bir şekilde yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası sistemden izole edilir (Örnek olarak Şekil E.17.D.1’de verilen iki konfigürasyonda CB1 ve CB3 kesicilerinin açılması). Mevcut santral elektriksel bağlantı konfigürasyonu gereği, sadece tek bir ünitenin iç ihtiyacının izole edilerek acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenme durumu sağlanamıyorsa, bahsi geçen ünite toparlanma testi için test adımları, mevcut santral konfigürasyonunda yapılacak manevraların tek hat şemasında belirtilmesi suretiyle, test öncesinde revize edilerek, TEİAŞ’ın onayına sunulmalıdır.
Acil durum jeneratörü devreye alınarak, testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanlarının enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrulutusunda yüklenir.
İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebeb vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da santral servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarının sağlanmasına dikkat edilmelidir.
İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünitebelirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda yüklenir.
Test Sonuçları
(3) Ünite Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
(4) Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
E.17.D.2. Üretim Tesisi Toparlanma Testi
Test Hedefi
Üretim Tesisi Toparlanma Testi’nin amacı, gerçek bir sistem oturması durumunda, ilgili üretim tesisinde yer alan ve bu hizmeti sunacak ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Üretim tesisi toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite haricinde diğer tüm üniteler devre harici iken aşağıdaki şekilde yapılır.
MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirileceği ünite kademeli bir şekilde, yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
İlgili üretim tesisindeki tüm iç ihtiyaç baraları, iç ihtiyaç bara kesicisi ya da tüm çıkış fiderleri açılarak izole edilir.
Acil durum jeneratörü devreye alınarak, üretim tesisinin gerekli iç ihtiyaç baraları ve testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanları enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrultusunda yüklenir.
İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebep vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarına dikkat edilmelidir.
İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünite ve diğer üniteler belirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda devreye alınır ve yüklenir.
Test Sonuçları
Üretim Tesisi Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınacaktır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
E.17.E. ANLIK TALEP KONTROL HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri hizmeti sağlayacak tüzel kişinin tüketim tesislerinin anlık talep kontrol rölesine bağlı tüketim noktalarında sağlanması gereken teknik özelliklerin tespit edilmesini teminen yapılır. Anlık Talep Kontrol hizmetini sunacak tüketim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili tüketim tesisinde bu hizmete katılacak birden çok tüketim noktası bulunuyorsa Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri bu hizmete katılacak her tüketim noktası için ayrı ayrı gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin anlık talep kontrolü performans test raporu ve sertifikası her tüketim noktası için ayrı ayrı hazırlanır.
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri öncesinde, hizmeti sağlayacak tüzel kişi ilgili tüketim tesislerinde gerekli ayarlamalar ile TEİAŞ tarafından belirlenen teknik kriterleri sağlayan röle yatırımı; sayaç, tesisat ve gerekli diğer donanıma ilişkin yatırımları tamamlamış olmak zorundadır.
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri, anlık talep kontrol rölelerine test frekans sinyali uygulanarak gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili tüketim tesisinin sorumluluğundadır.
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup olup tüketim tesisinin kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır.
Test Hedefi
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin amacı, test edilen tüketim tesislerinde yer alan ve bu hizmete katılacak tüketim noktalarının talebinin, sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine düşmesi durumunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebildiğinin doğrulanmasıdır.
TestAşamaları
Anlık Talep Kontrolü Hizmeti Performans Testleri gerçekleştirilirken aşağıdaki işlemler yapılır. Testlere başlamadan önce, tüketim tesisi anlık talep kontrolü hizmetine katılmak için sunmayı taahüt ettiği anlık talep kontrolü yedek miktarı kadar tüketim miktarına sahip olmak zorundadır.
Test edilecek tüketim noktasında anlık talep kontrol rölesine şebeke frekansı bilgisi yerine simüle test frekans sinyali uygulanacak ve frekans, 0,1 Hz/s hızla azaltılır.
Uygulanan simüle test frekans sinyali, hizmetin sağlanacağı frekans seviyesine ulaştıktan sonra anlık talep kontrol rölelerinin, ilgili tüketim noktasındaki tüm talebi kesip kesmedeği kontrol edilir.
Test Sonuçları
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali (Hz)
Anlık talep kontrol rölesinin gecikme süresi (s)
İlgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı (MW)
Röle açık kapalı sinyali
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Anlık talep Kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali ve ilgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı Şekil E.17.E.1’de belirtildiği şekilde grafikte gösterilir ve bu grafik test raporuna eklenir.
Şekil E.17.E.1 – Test Frekans Sinyali ve Talep Eğrileri
Test Kabul Kriterleri
Testi gerçekleştirmeye yetkili firma tarafından yapılacak Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyalinin TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine ulaşmasından itibaren 400 ms’den daha kısa bir süre içerisinde (istatistiksel gecikme süresi de dahil olmak üzere), ilgili tüketim noktasında talep tamamen kesilmiş olmak zorundadır. (Tg ≤ 400 ms)
EK 18
RÜZGAR VE GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİNİN ŞEBEKE BAĞLANTI KRİTERLERİ
E.18.1 KAPSAM
Bu kriterler, aşağıda belirtilen üretim tesislerine uygulanır:
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri
Dağıtım sistemine orta gerilim seviyesinden bağlı güneş enerjisine dayalı lisans sahibi fotovoltaik üretim tesisleri
Kurulu gücü 10 MW ve üzerinde olan dağıtım sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı lisans sahibi üretim tesisleri
Bu ekte yer almayan konular için bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri geçerlidir.
E.18.2 ÜRETİM TESİSLERİNİN ARIZA SONRASI SİSTEME KATKISI
İletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz geriliminin Şekil E.18.1’de verilen 1 numaralı ve 2 numaralı bölgelerde kaldığı süre boyunca, herhangi bir fazda veya tüm fazlarda oluşan gerilim düşümlerinde ilgili üretim tesisleri şebekeye bağlı kalmalıdır.
Şekil E.18.1 İletim veya Dağıtım Sistemi Bağlantı Noktasındaki Şebeke Faz-Faz Gerilimi
Arıza sırasında gerilim düşümünün 1 numaralı bölgede kaldığı durumlarda, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %20’si oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Arıza sırasında gerilim düşümünün 2 numaralı bölgede kaldığı durumlarda ise, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %5’i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında meydana gelen ±%10’a kadar olan gerilim dalgalanmaları (0,9pu – 1,1pu) normal işletme koşulları olup, ilgili üretim tesisleri E.18.6 Reaktif Güç Desteği Sağlanması bölümünde belirtilen esaslara uymalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ±%10’dan büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgar türbin jeneratörü ve/veya fotovoltaik güneş santrallerindeki her bir invertör tasarlanmış geçici rejim anma değerlerini aşmadan, gerekirse nominal akımın %100’üne varacak seviyelerde, endüktif veya kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteği sağlamalıdır. Bu geçici rejim maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60 ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilmelidir.
E.18.3 AKTİF GÜÇ KONTROLÜ
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinde Yönetmeliğin 63 üncü maddesinde tanımlanan acil durumlarda aktif güç kontrolü yapılabilir. Üretim tesisinin aktif güç çıkışı, gerektiğinde TEİAŞ tarafından gönderilecek sinyallerle, santralın o anki şartlarda emreamade gücünün %20-%100’ü arasında otomatik olarak kontrol edilebilir olmalıdır. Bu kapsamda;
a) Kurulu gücü 100 MW ve altında olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %5’ini geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %5’inden az olmamalıdır.
b) Kurulu gücü 100 MW’ın üzerinde olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %4’ünü geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %4’ünden az olmamalıdır.
Şebeke kısıtları ve benzeri nedenlerle ilgili üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılabilmesi amacıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezince belirli süreler için gönderilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarlarının azaltılmasının sağlanabilmesi için üretim tesislerinde gerekli sistem TEİAŞ SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
Şebeke kısıtları, acil durum veya benzeri nedenlerle, dağıtım sistemine bağlı lisans sahibi üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılması amacıyla gönderilebilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarının azaltılmasının sağlanması amacıyla ilgili üretim tesislerinde gerekli sistem, dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
E.18.4 FREKANS TEPKİSİ
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri çalıştığı süre boyunca aşağıda yer alan şekil E.18.2’deki frekans aralıkları esas olmak üzere üretim yapmalıdır.
Söz konusu santralların tasarım ve çalışması esnasında aşağıdaki tablo E.18.1’de yer alan frekans çalışma aralıklarındaki çalışma süreleri esas alınacaktır.
Tablo E.18.1 Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için frekans aralıklarındaki çalışma süreleri
Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili üretim tesisinde şebeke frekansının 50,2 Hz’in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgar türbini ve/veya güneş paneli grubu devreye girmemelidir ve üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü Şekil E.18.2’de verilen güç-frekans eğrisi sınırları içinde kalacak şekilde olmak zorundadır.
Şekil E.18.2 Güç-Frekans Eğrisi
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece emreamade gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmak zorundadır. Şebeke frekansının 50,3 Hz’in üzerine çıkması durumunda ilgili üretim tesisleri, Şekil E.18.2’de verilen aktif güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde yük atmalı ve 51,5 Hz’de ise tamamıyla devre dışı olmak zorundadır.
E.18.5 REAKTİF GÜÇ KAPASİTESİ
Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.3’de; güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri ise, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.4te koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dahilindeki reaktif güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmak zorundadır.
Şekil E.18.3 Rüzgar Santralı Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Şekil E.18.4 Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri
Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Belirlenen ve yan hizmet anlaşmaları ile kayıt altına alınan bu zorunlu reaktif güç değerlerine Şekil E.18.5’te belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde ulaşılabilmelidir.
Şekil E.18.5 Zorunlu Reaktif Güç Değerlerinin Bağlantı Noktası Gerilimine Bağlı Değişimi
E.18.6 REAKTİF GÜÇ DESTEĞİ SAĞLANMASI
İletim sistemine bağlı üretim tesisleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9pu ve 1,1pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil E.18.6’da belirlenmiş karakteristikler doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir.
Şekil E.18.6 Üretim Tesisleri Tarafından Sisteme Verilecek
Reaktif Güç Desteği Eğrisi
İletim sistemine bağlı üretim santralları için gerilim set değeri TEİAŞ tarafından şebeke bağlantı noktası gerilimi için verilecektir. Üretim tesisleri şebeke bağlantı noktası gerilimindeki değişikliklere Şekil E.18.6’da görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir.
Şekil E.18.6’daki grafikte “droop” değeri, %2-%7 arasında bir değer olup TEİAŞ tarafından belirlenir. (“Droop” (gerilim düşümü) değeri, üretim tesisinin reaktif çıkış gücünü 0’dan aşırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0’dan düşük ikazlı maksimum reaktif çıkış güç değerine çıkması için şebeke geriliminde verilen gerilim set değerine göre oluşacak % gerilim değişimidir.)
İlgili üretim tesisi, iletim şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, Şekil E.18.7’deki grafikte belirtildiği üzere en geç 200 ms’de cevap vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90’ına en geç 1 saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde dengeye oturmalıdır. Denge durumunda, reaktif çıkış gücünde oluşabilecek salınımların tepe değeri gerçekleşen değişimin %2’sini geçmemelidir.
Şekil E.18.7 Gerilim Değişimi Sonrası Reaktif Çıkış Gücü Tepkisi Sınırları
E.18.7 ÜRETİM TESİSİ ŞEBEKE BAĞLANTI TRANSFORMATÖRÜ
İletim sistemine doğrudan bağlı rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin şebeke bağlantı transformatörleri yük altında otomatik kademe değiştirme özelliğine sahip olmak zorundadır. Transformatörlerin sahip olması gerekli diğer özellikleri bu Yönetmelikte tanımlanmaktadır.
E.18.8 ÜRETİM TESİSLERİNCE TEİAŞ’A SAĞLANACAK BİLGİLER
İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Rüzgar türbinlerinin sayısı ve her bir rüzgar türbininin MWe cinsinden nominal aktif gücü ve tipi (asenkron, senkron, tip 3, tip 4, vs.).
3. Türbinlerin şebekeye bağlantı şekli (doğrudan bağlı; çift uyartımlı asenkron jeneratör, AC/DC/AC çeviricili senkron jeneratör).
4. Rüzgar türbinlerinin minimum ve maksimum rüzgar hızı değerlerindeki işletim durumu (rüzgar hızına göre rüzgar türbinlerindeki üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, TS EN IEC 61400-12 standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, TS EN IEC 61400-21, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan rüzgar türbinlerinin statik ve dinamik modelleri. Bu kapsamda, türbinlerin statik ve dinamik verilerine ilaveten, rüzgar çiftliğindeki kablo sisteminin de statik veri detayları (gerilim seviyesi, kesit, uzunluk, vs).
8. Rüzgar çiftliklerinin master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi ve rüzgar türbinlerinin yerinin coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
İletim sistemine bağlı güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Güneş panelleri ve invertörlerin sayısı ve her bir invertörün MWe cinsinden nominal aktif gücü ve invertörün teknik özellikleri,
3. İnvertörlerin şebekeye bağlantı şeması.
4. Güneş panellerinin minimum ve maksimum ışınım değerlerindeki işletim durumu (ışınım değerine göre güneş panellerinin üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC 61727, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan güneş panel ve invertörlerinin statik ve dinamik modelleri.
8. Güneş santrallarının master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek güneş enerjisine dayalı üretim tesisi ve coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca, ilgili yan hizmete katılımı zorunlu olan yeni bir üretim tesisinin ticari işletmeye geçebilmesi için, tesislerin adına kayıtlı olduğu tüzel kişi tarafından, Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin dördüncü fıkrası gereği, TEİAŞ ile ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanmasını ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesini müteakiben, sağlayacakları yan hizmetlerin “kayıt, izleme ve kontrolü” ve rüzgar tahmin ve izleme sistemi için, tanımlanacak parametre ve değişkenleri, belirlenen veri formatı ve veri iletim süreci dahilinde TEİAŞ’a sunulur.
E.18.9 RÜZGAR ENERJİSİ SANTRALLARININ İZLENMESİ
Lisanslı olan tüm rüzgar enerjisi santralları, merkezi Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünde olan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezinden (RİTM) ve dolayısıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezlerinden izlenmesini sağlamak üzere gerekli altyapıyı kurar. Teknik donanımların taşıyacağı özellikler Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü internet sayfasında yayımlanır.
EK 21
Manevra Formunu Hazırlayan Kontrol Eden
EK 22
EK-23
VERİ ÇİZELGELERİ
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 1/9
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ
SANTRAL: _________________________ TARİH: _____________
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri
(**) Standart Planlama Verileri
(***) Üretim grubu no.1
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 2/9
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri,
(**) Standart Planlama Verileri
(***) Üretim tesisi
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 3/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 4/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 5/9
Notlar:
(*) Yüksek Basınç
(**) Orta Basınç
Yukarıdaki seçenek 1 kapsamında istenen veri kalemleri sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir.
TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan veri kalemlerini vermelidir.
Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri sunmalıdır.
TEİAŞ aynı zamanda bağlantı şartlarında da yer alan tarihleri kontrol etmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 6/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 7/9
Ünite hız regülatörünün seçilebilir ölü bant teçhizatı yoksa sadece ölü bandın fiili değeri verilmelidir.
İB4 kapsamında sunulan veriler yan hizmet anlaşmasını engelleme amacı taşımamaktadır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 8/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 9/9
NOT:
Kullanıcılar, santrallar da dahil olmak üzere TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için gerekli olan verileri gösteren Çizelge 4 ve Çizelge 11’e bakmalıdırlar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 1/3
ÜRETİM PLANLAMASI PARAMETRELERİ
Bu çizelgede TEİAŞ’a işletme planlaması zaman çizelgelerinin hazırlanması için gerekli üretim grubu üretim planlaması parametreleri yer almaktadır.
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir.
Doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloklarına referans verildiğinde, uygun yerlerde “GR1” sütunu ve diğerleri okunurken “A,B,C,D” şeklinde değiştirilmelidir.
Santral: _________________________
Üretim Planlaması Parametreleri
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 2/3
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 3/3
NOTLAR:
1. Doğrudan bağlı bir santral içinde değişik üretim gruplarına olanak vermek için işletmecisi aynı üretim grupları her biri en fazla dört tane olan senkronizasyon gruplarından birine tahsis edilmelidir. Bir senkronizasyon grubu içinde tek bir senkronizasyon süresi geçerli olacaktır, fakat senkronizasyon grupları arasında sıfır senkronizasyon süresi olduğu varsayılacaktır.
2. Bir üretim grubunun senkronize blok yükten kurulu güce yüklenme hızının MW seviye 1 ve MW seviye 2 olarak gösterilen iki ara yükten üç aşamalı olarak değişimi karakteristik olarak gösterilmiştir. MW seviye 1 ve MW seviye 2 değerleri üretim grupları için farklı olabilir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 1/3
ÜNİTELERİN DEVRE DIŞI KALMA PROGRAMLARI,
KULLANILABİLİR GÜÇ VE SABİT KAPASİTE VERİLERİ
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir. Dış enterkonneksiyonlar ile ilgili anlaşmalar bilgileri de kapsar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 2/3
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 3/3
Not: 1. Güncelleme zamanı sütununda verilen hafta numaraları içinde bulunulan yıla ait standart haftaları göstermektedir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 1/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 2/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 3/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 4/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 5/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 6/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 7/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transient Aşırı Gerilim Değerlendirmesi için Gerekli Bilgiler APV
Aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından kullanıcılardan TEİAŞ ile ilgili kullanıcı arasındaki bir şalt sahası ile ilgili olarak istenebilir. Kullanıcı sistemlerine dahil üçüncü bir tarafın sistemin işletilmesi üzerindeki etkisi de bu bilgilerde yer almalıdır.
(a) Akım ve gerilim transformatörlerinin buşinglerinin, mesnet izolatörlerinin, ayırıcıların, kesicilerin, parafudurların ve bunun gibi teçhizatın yerleşim planları, boyutları ve şalt sahası fiziki projeleri dahil olmak üzere verilecektir. Bu teçhizatın elektriksel parametreleri de verilecektir.
(b) Baraya bağlı hatların ve kabloların elektriksel parametreleri ve tesisine ilişkin ayrıntıları. teçhizatın baraya bağlı veya bir transformatörün tersiyer sargısına veya kablolar ve hatlar vasıtasıyla ilgili baraya bağlı transformatörlerin (varsa nötr topraklama empedansı veya topraklama transformatörleri dahil olmak üzere, seri reaktörlerin ve şönt kompanzasyon teçhizatının elektriksel parametreleri),
(c) Baraya doğrudan veya hatlar veya kablolar vasıtasıyla bağlı teçhizatın temel izolasyon seviyeleri,
(ç) Baradaki ve baraya bağlı hatların ve kabloların çıkış noktalarındaki aşırı gerilim koruması cihazlarının özellikleri,
(d) TEİAŞ iletim sistemine bir ara transformatör olmaksızın doğrudan veya dolaylı olarak bağlı her bir transformatörün orta gerilim çıkışlarındaki arıza sayısı,
(e) 400 kV, 154 kV ve 66 kV’de çalışan transformatörler için; üç veya beş çekirdekli veya tek fazlı ve nominal gerilimdeki manyetik akı yoğunluğunda çalışma tepe değeri,
(f) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman.
Harmonik Çalışmalar (APV)
İletim ve kullanıcı sistemleri üzerindeki harmonik bozulmasının incelenebilmesi için Çizelge 4 kapsamında verilmemiş olan aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından istenebilir
(a) Kullanıcının iletim sisteminin havai hatlar ve yeraltı kabloları devreleri ayrılmalı ve aşağıdaki veriler her bir tip için ayrı ayrı verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci
Pozitif bileşen reaktansı
Pozitif bileşen suseptansı
Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafında bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim değiştirme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı
(c) Bağlantı transformatörlerin düşük gerilim noktaları için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Eşdeğer pozitif bileşen suseptansı,
Kapasitör banklarının nominal gerilimi, MVAr kapasitesi ve filtre olarak bağlanmamış ise bankı oluşturan parçaların tasarım parametreleri,
Kullanıcya ait sistem empedansının pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep MW ve Mvar,
Bağlantı noktalarındaki harmonik akım kaynakları, darbeli ark ocakları ve endüktif yüklerinin ayrıntıları
(ç) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman,
Gerilim Değerlendirmesi Çalışmaları APV
TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir.
TEİAŞ tarafından ayrıntılı gerilim çalışması için talep edilebilecek bilgiler şunlardır;
(a) Kullanıcının iletim sistemine bağladığı devreler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Volt olarak kademe değişim aralığı,
Kademe adımlarının sayısı,
Kademe değiştiricinin türü: yükte veya boşta,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin gecikme süresi,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin kademe içi gecikme süresi,
(c) (b)’de belirtilen transformatörlerin düşük gerilim tarafındaki noktalarda aşağıdaki veriler verilmelidir:
Dengeli pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi,
Kullanıcıya ait sistem empedansının eşdeğer pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep (MW ve MVAr),
Puant ve puant dışı yük koşullarının %75’indeki reaktif yükün tahmini değeri
Kısa Devre Analizleri:APV
Şalt sahası ile ilgili olarak, mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir ekipmanın kısa devre akımı nominal değerine yakın ise, TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir.
(a) Kullanıcının iletim sistemindeki devreleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen suseptansı
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal MVA,
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci, azami, asgari ve nominal kademede,
Pozitif bileşen reaktansı azami, asgari ve nominal kademede,
Sıfır bileşen reaktansı nominal kademede,
Kademe değiştirici aralığı,
Topraklama yöntemi: doğrudan, direnç veya topraklama transformatörü ile
doğrudan topraklanmış değilse topraklama empedansı
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 5
Sayfa 1/1
KULLANICILARIN DEVRE DIŞI KALMASINA İLİŞKİN VERİLER
Not: Kullanıcılar yukarıdaki prosedür ile TEİAŞ’ın programlama safhasında sağlayacağı bilgiler için İB2’ye başvurmalıdırlar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 6
Sayfa 1/1
BAĞLANTI NOKTALARINDAKİ YÜK KARAKTERİSTİKLERİ
Çizelge 6’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve mevcut ve üzerinde anlaşmaya varılan muhtemel bağlantılar için verilmelidir. Bu verilerin sadece TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde güncellenmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 7
Sayfa 1/1
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
TEİAŞ, İletim lisansında yer alan yükümlülüğü doğrultusunda, iletim sisteminin kullanım imkanları hakkında kullanıcılara bilgi vermek üzere hazırlanan bağlantı olanakları raporunuimkanları bildirimini yıllık olarak yayınlayacaktır.
Kullanıcının yatırım yapmayı planladığı bölgeye ilişkin bağlantı imkanları hususunda çok detaylı olan bazı ek bilgilere ihtiyaç duyması durumunda, TEİAŞ ile bağlantıya geçebilir. TEİAŞ kullanıcının isteyeceği saha ile ilgili ek bilgiler için bir görüşme düzenleyebilir ve bu bilgileri sağlayabilir.
İletim lisansında, TEİAŞ, iletim sistemine bağlantı ve sistem kullanımı için anlaşma şartları öne sürmeye yetkili kılınmıştır. İletim lisansı uyarınca, bu anlaşmanın şartları ile ilgili görüşmeler sırasında TEİAŞ kullanıcıya ek bilgileri vermeye yükümlüdür.
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8
Sayfa 1/2
TALEP PROFİLİ VE AKTİF GÜÇ VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından takvim yılının 24. haftasında verilmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8
Sayfa 2/2
NOTLAR:
“YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır.
Talep ve aktif güç verileri TEİAŞ iletim sistemine bağlantı yapılan noktada ölçülmüş olmalı ve küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin net değeri bu talepten çıkarılmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep bu verilere dahil edilmelidir. Küçük santralların iç tüketimi kullanıcı tarafından verilen bağlantı noktasındaki talep verilerine dahil edilmelidir.
Talep profili ve aktif güç verileri bütün bağlantı noktaları da dahil olmak üzere şebeke işletmecisinin sistemi ve iletim sistemine doğrudan bağlı her müşteri için olmalıdır. Talep profili kullanıcılara TEİAŞ iletim sistemi üzerinde olabilecek sayısal azami talebi göstermelidir.
Ayrıca, talep profili TEİAŞ’ın belirleyeceği belirli günler için de verilmelidir, fakat TEİAŞ bir takvim yılında bir defadan fazla bu tür bir istekte bulunmamalıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 1/3
BAĞLANTI NOKTASI VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından her yılın 24.takvim haftasına kadar TEİAŞ’a verilmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 2/3
Not: Yukarıdaki şebeke bağlantı noktaları için talep transfer kapasitesi ile ilgili bilgiler içinde bulunulan yılda güncellenmelidir – Çizelge 5’e bakınız.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 3/3
NOTLAR:
“YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır. YIL0 içinde bulunulan mali yıla karşılık gelmektedir.
Talep verileri küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin neti olmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep verilere dahil edilmelidir. Dağıtım sistemine bağlı santralların iç tüketim kullanıcı tarafından verilen talep verilerine dahil edilmemelidir.
Puant talepler çeşitli olarak bir bağlantı noktasına ilişkin olmalı ve TEİAŞ iletim sistemi üzerinde kullanıcının azami talebini göstermelidir. Bir bağlantı noktasındaki baraların ayrı bölümlerde çalışmaları planlanıyorsa baranın her bir bölümü için ayrı talep verileri verilmelidir.
Talepler hesaplanırken kullanıcı tarafından küçük santralların ve müşteri üretim ünitelerinin üretimleri yukarıda Not 2’de ve çizelgede belirtildiği şekilde dikkate alınmalı ve talepten düşülmelidir.
TEİAŞ, rüzgar, akarsu gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre değişiklik gösteren küçük santralların muhtemel üretim profilinin belirlenebilmesi için gerekli bilgileri talep edebilir.
Bir bağlantı noktasındaki toplam talebin %95’inden fazlasının senkron motorlara ait olması durumunda, azami ve asgari sürekli ikazdaki güç faktörü değerleri verilebilir.
Güç faktörü verilerinde kullanıcı sistemindeki seri reaktif kayıplar yer almalı, fakat reaktif kompanzasyon (bu değerler ayrıca Çizelge 4’te yer almaktadır) değerleri bulunmamalıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 10
Sayfa 1/1
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 10’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve TEİAŞ iletim sistemine bir bağlantı noktasından bağlı veya bağlanacak kullanıcılar tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir. Çizelge 4’teki tek hat şemasında yer alan her bir bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.
(*) p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
(**) Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları verilmemiş ise, pozitif bileşen ile aynı
olduğu kabul edilecektir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11
Sayfa 1/2
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 11’de yer alan veriler standart planlama verileridir ve iletim sistemine doğrudan bağlı veya dağıtım sistemine bağlı üreticiler tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir.
Ünite Transformatörlerinden akan kısa devre akımları
Ünite güç transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir. Bir üniteye bağlı birden fazla transformatör varsa, toplam kısa devre akımı verilebilir. Normal işletme koşullarında azami sayıdaki ünitenin devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, ünite panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır.
Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir.
Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir.
Not 4. p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11
Sayfa 2/2
SANTRAL TRANSFORMATÖRLERİNDEN AKAN KISA DEVRE AKIMLARI
TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı santral transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.Normal işletme koşullarında azami sayıdaki üretim grubunun devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, santral panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır. Kısa devre akımı, transformatör YG çıkış barasındaki bir kısa devre için transformatörden akan akım olarak ifade edilmelidir. Kısa devre tipi olarak üç faz toprak arızası kabul edilmelidir. Sistemin X/R oranının kısa devre akımına etkisinin belirlenebilmesi için, ayrıca aşağıdaki bilgilerin verilmesi gereklidir.
Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir.
Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir.
EK 24
TEÇHİZATIN NUMARALANDIRILMASI VE İSİMLENDİRİLMESİ
Teçhizat numaralandırma ve isimlendirmesi için standart manevra şeması:
İki ana baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
İki ana bara + transfer baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
Açıklamalar:
“.....1” : Hat fideri hat ayırıcısı,
“.....2” : Hat fideri kesicisi,
“.....3” : Hat fideri bara ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 1 ayırıcısı,
“.....5” : Trafo, ünite, transfer fiderinin ana bara tarafındaki ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 2 ayırıcısı, bara bölümleyici ayırıcısı,
“.....6”: Trafo, ünite, transfer/kuplaj kesicisi,
“.....7”: Transfer fiderinin transfer bara tarafındaki ayırıcısı, trafo fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı, ünite fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı,
“.....9”: By-Pass veya transfer ayırıcısı,
“.....0” :Fider toprak ayırıcısı.
Teçhizat numaraları TM kumanda odasındaki ilgili pano ve şalt sahasındaki ilgili teçhizat üzerinde bulunmalıdır.
Frekans Aralığı | Minimum Çalışma Süresi
51,5 Hz ≤f≤ 52,5 Hz 10 dakika
50,5 Hz≤f<51,5 Hz 1 saat
49 Hz ≤f<50,5 Hz | Sürekli
48,5 Hz ≤f< 49 Hz 1 saat
48 Hz ≤f< 48,5 Hz 20 dakika
47,5 Hz ≤f< 48 Hz 10 dakika
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
28/5/2014 29013
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 12/7/2014 29058
2. | 7/5/2015 29348
3. | 30/7/2016 29786
4. | 22/3/2017 30046
5. | 26/11/2017 30252
6. | 1/3/2020 31055
7. | 9/5/2021 31479
8. | 31/10/2021 31645
İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ
İşletme
Gerilimi
(kV) | TRANSFORMATÖR
GÜCÜ (MVA) | TRANSFORMATÖR
GÜCÜ (MVA) | Aynı Güçte İki
Transformatörün Paralel Çalışması | Sekonder Taraf
Kısa Devre Akımı(kA) | Empedans | Empedans | Boşta Çevirme Oranı ve
Gerilim Ayarı
İşletme
Gerilimi
(kV) | ONAN | ONAF | Aynı Güçte İki
Transformatörün Paralel Çalışması | Sekonder Taraf
Kısa Devre Akımı(kA) | (%Uk) | Baz Güç
(MVA) | Boşta Çevirme Oranı ve
Gerilim Ayarı
34,5
31,5 90 125 Hayır | <16 15 125 400 kV±12x1,25%/33,25 kV
34,5
31,5 80 100 Hayır* | <16 12 100 154 kV±12x1,25%/33,6 kV
34,5
31,5 50 62,5 Evet | <16 12 62,5 154 kV±12x1,25%/33,6 kV
34,5
31,5 25 31,25 Evet | <16 12 31,25 154 kV±12x1,25%/33,6 kV
15,8 50 62,5 Hayır | <16 16 50 154 kV±12x1,25%/16,5 kV
15,8 25 31,25 Hayır | <16 12 25 154 kV±12x1,25%/16,5 kV
15,8 16 20 Evet | <16 12 16 154 kV±12x1,25%/16,5 kV
10,5 50 62,5 Hayır | <16 17 50 154 kV±12x1,25%/11,1 kV
10,5 25 31,25 Hayır | <16 12 25 154 kV±12x1,25%/11,1 kV
6,3 25 31,25 Hayır | <16 15 25 154 kV±12x1,25%/6,6 kV
6,3 16 20 Hayır | <16 12 16 154 kV±12x1,25%/6,6 kV
* 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir
TİP | Toplam İletken Alanı
(mm2) | MCM | Akım Taşıma Kapasitesi
(A)*** | Yazlık Kapasite
(MVA)* | Bahar/
Sonbahar Kapasite
(MVA)** | Termik
Kapasite
(MVA)***
2B, Rail 2x517 2x954 2x755 832 1360 995
2B, Cardinal 2x547 2x954 2x765 845 1360 1005
3B, Cardinal 3x547 3x954 3x765 1268 2070 1510
3B, Pheasant 3x726 3x1272 3x925 1524 2480 1825
TİP | Toplam İletken Alanı
(mm2) | MCM | Akım Taşıma Kapasitesi
(A)*** | Yazlık Kapasite
(MVA)* | Bahar/
Sonbahar Kapasite
(MVA)** | Termik
Kapasite
(MVA)***
Hawk 281 477 496 110 180 132
Drake 468,4 795 683 153 250 182
Cardinal 547 954 765 171 280 204
2B**** Cardinal 2x547 2x954 2x765 342 560 408
Pheasant 726 1272 925 206 336 247
TİP | Toplam İletken Alanı (mm2) | Akım Taşıma Kapasitesi (A) | İletim Kapasitesi (MVA)
XLPE Kablo (Bakır) | 2000 1500 987
Toprağa | Toprağa | Açık kontaklar boyunca | Açık kontaklar boyunca
400 kV için 154 kV için 400 kV için 154 kV için
1.2/50 s Yıldırım Darbe Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) | 1550 kV 750 kV 1550(+300) kV* | 860 kV*
Yıldırım Darbe Gerilimi (Güç transformatörleri için) | 1425 kV 650 kV | - | -
Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) | 1175 kV | - | 900(+430) kV | -
Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Güç transformatörleri için) | 1050 kV | - | - | -
Kesicileri ve ayırıcıları kapsayan açık şalt teçhizatı için 50 Hz – 1 Dakika Islak Dayanma Gerilimi 620 kVrms 325 kVrms 760 kVrms* | 375 kVrms*
1.Anma Değerleri
a) Normal işletme gerilimi kV rms 400 154 33 10,5
b) Max. sistem gerilimi kV rms 420 170 36 12
c) Anma frekansı Hz 50 50 50 50
ç)Sistem topraklaması | Direkt | Direkt | Direkt veya direnç üzerinden | Direkt veya direnç üzerinden
d) Max. Radio interference level μV (RIV) (1.1 Sistem geriliminde ve 1 MHz'de) | 2500 2500 | - | -
e) 3 Faz simetrik kısa devre termik akımı kA (Ith)
-Tüm primer teçhizat baralar ve bağlantılar 63 31.5 25 25
-Kısa devre süresi (sn) | 1 1 1 1
-Dinamik kısa devre akımı 2,5x(Ith) | 2,5x(Ith) | 2,5x(Ith) | 2,5x(Ith)
f) Tek faz-toprak kısa devre akımı (kA) | 35 20 15 15
2.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü Hariç)
2.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü Hariç) | 400 154 33 10,5
a) Yıldırım darbe dayanım
gerilimi kV-tepe
- Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası 1550
1550(+300) | 750
860 170 75
b) Açma-kapama darbe dayanım
gerilimi kV-tepe
- Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası 1175
(900+430) | - | - | -
c) 1 dakika güç frekansında
dayanım gerilimi (yaşta)
kV-rms
-Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası 620
760 325
375 70 28
3.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü için)
-Yıldırım darbe dayanım gerilimi
kV-tepe(faz-toprak) | 1425 650 170 95 (YG nötrü)
-Açma-kapama darbe dayanım
gerilimi kV-tepe 1050 | - | - | -
-1dk. Güç frekansında dayanım
gerilimi (yaşta) kV-rms 630 275 70 38 (YG nötrü)
4.Yardımcı Servis Besleme Gerilimi :
-3faz-N AC sistem 380 V + %10 - %15,50 Hz 380 V + %10 - %15,50 Hz 380 V + %10 - %15,50 Hz 380 V + %10 - %15,50 Hz
-1faz-N AC sistem 220 V + %10 - %15,50 Hz 220 V + %10 - %15,50 Hz 220 V + %10 - %15,50 Hz 220 V + %10 - %15,50 Hz
- DC sistem 110 V (veya 220 V) + %10 - %15 110 V (veya 220 V) + %10 - %15 110 V (veya 220 V) + %10 - %15 110 V (veya 220 V) + %10 - %15
Nominal
Gerilim
KV | Planlama | Planlama | İşletme | İşletme
Nominal
Gerilim
KV | Azami | Asgari | Azami | Asgari
Nominal
Gerilim
KV | KV | KV | kV | kV
400 kV 420 kV 370 kV 420 kV 340 kV
154 kV 162 kV 146 kV 170 kV 140 kV
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 2,0
1,5
1,0
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2+0,3 (25/h) | 3
9
15
21
>21 1,5
0,5
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 2,0
2,0
1,5
1,5
1,0
1,0
0,7
0,7
0,2+0,5 (25/h) | 3
9
15
21
>21 2,0
1,0
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 3,0
3,0
2,0
2,0
1,6
1,2
1,2
0,7
0,2+0,5 (25/h) | 3
9
15
21
>21 3,0
1,2
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,5
1,0
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 3,0
1,5
1,0
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2+0,3 (25/h) | 3
9
15
21
>21 1,7
0,5
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 4,0
2,0
1,5
1,5
1,0
1,0
0,7
0,7
0,2+0,5 (25/h) | 3
9
15
21
>21 2,0
1,0
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
≥13 5,0
4,0
3,0
2,5 3
9
15
21 3,0
1,3
0,5
0,5 2
4
≥6 1,9
1,0
0,5
THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8
Gerilim Seviyesi (V) | Fliker Şiddeti | Fliker Şiddeti
Gerilim Seviyesi (V) | Pst (Kısa Dönem) | Plt (Uzun Dönem)
V > 154 kV 0,85 0,63
35 kV < V ≤ 154 kV 0,97 0,72
1 kV <V ≤ 35 kV 1,0 0,8
Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri
Harmonik Sırası | Harmonik Sırası 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV
Harmonik Sırası | Harmonik Sırası 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV
Grup | No | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL
Grup | No | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000 | <20 20-50 50-100 100-1000 | > 1000 | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000
Grup | No | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000 | <20 20-50 50-100 100-1000 | > 1000 | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000
TEK HARMONİKLER | h<11 4 7 10 12 15 2 3,5 5 6 7,5 1 1,8 2,5 3 3,8
TEK HARMONİKLER 11≤h<17 2 3,5 4,5 5,5 7 1 1,8 2,3 2,8 3,5 0,5 0,9 1,2 1,4 1,8
TEK HARMONİKLER 17≤h<23 1,5 2,5 4 5 6 0,8 1,25 2 2,5 3 0,4 0,6 1 1,25 1,3
TEK HARMONİKLER 23≤h<35 0,6 1 1,5 2 2,5 0,3 0,5 0,75 1 1,25 0,15 0,25 0,4 0,5 0,6
TEK HARMONİKLER | h≥35 0,3 0,5 0,7 1 1,4 0,15 0,25 0,35 0,5 0,7 0,75 0,12 0,17 0,25 0,35
Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır.
TTB | TTB 5 8 12 15 20 2,5 4 6 7,5 10 1,3 2 3 3,75 5
Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır.
Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı
IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni
Parametre | Sembol (Birim) | Değer
İsim | -
Üretici Firma
Tipi
Servise Giriş Yılı | Yıl
Nominal Görünür Gücü | Sn [MVA]
Nominal Stator Gerilimi | Un [kV]
Nominal Hızı (50Hz’e karşılık gelen) | fn [rpm]
Stator Kaçak Reaktansı | Xl [pu]
Armatür (stator) direnci | ra [pu]
İkaz direnci için Referans Isı | Tref [oC]
D- ekseni senkron reaktansı (doymamış) | Xd [pu]
Negatif dizi empedansı | X- [pu]
Sıfır Dizi empedansı ve topraklama tipi | X0 [pu]
D- ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) | Xd' [pu]
D- ekseni alt-geçici senkron reaktansı (doymamış) | Xd'' [pu]
Q ekseni senkron reaktansı (doymamış) | Xq [pu]
Q ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) | Xq' [pu]
Q ekseni Alt geçici senkron reaktansı (doymamış) | Xq'' [pu]
D-ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti | Td'o [s]
D-ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti | Td''o [s]
Q- ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti | Tq'o [s]
Q- ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti | Tq''o [s]
D-ekseni kısa devre devre geçici durum zaman sabiti | Td' [s]
D-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti | Td'' [s]
Q-ekseni kısa devre geçici durum zaman sabiti | Tq' [s]
Q-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti | Tq'' [s]
Atalet Sabiti | H [MWs/MVA]
Tref’teki ikaz direnci | Rf [Ohm]
Yüklenme Eğrisi
Açık Devre ve Kapalı Devre Eğrileri
Topraklama tipi ve Empedansı | [Ohm]
Parametre | Sembol (Birim) | Değer
İsim | -
Üretici Firma
Tipi
Nominal Görünür Gücü | Sn [MVA]
Nominal Primer Gerilim | U1n [kV]
Nominal Sekonder Gerilim | U2n [kV]
Pozitif Dizi Seri Reaktansı | x1sc [%]
Negatif Dizi seri direnci | %
Sıfır Dizi seri reaktansı ve topraklama tipi | %
Kademe Sayısı | +/-
Kademe Değişimi (toplam) | %
Topraklama tipi
Bağlantı Grubu (a.k.a. Vektör Grubu)
1. simetri, büyük harf: YG
2. simetri, küçük harf: AG
3. simetri, sayı: saat ters yönü faz yerdeğiştirme (her sayı arası 30 derece bulunmaktadır) (AG, YG’nin gerisindedir)
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RPmax), % | 5 10
Hız eğimi ( sg), % | 8 4
Primer Rezerv Miktarı
Tepki Sınırları / Toleranslar
Beklenen Tepki
td | Tepkideki Gecikme Süresi
Δtd= 4 saniye, Hidroelektrik Üniteler için
Δtd= 2 saniye, Diğer Üniteler için
PGN | Ünitenin Nominal Aktif Gücü
Minimum Kapasite Alarmı
(Plant at Minimum Limit) | Minimum Kapasite Alarmı
(Plant at Minimum Limit) | (LMIN) | 0= MIN 1= OK
Maksimum Kapasite Alarmı
(Plant at Maximum Limit ) | Maksimum Kapasite Alarmı
(Plant at Maximum Limit ) | (LMAX) | 0= MAX 1= OK
Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu
(Plant in Local Control) | Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu
(Plant in Local Control) | (LLOC) | 1= LOCAL 0 = LOCAL OFF
Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu
(Plant in Remote Control) | Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu
(Plant in Remote Control) | (LREM) | 1= REMOTE 0 = REMOTE OFF
Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu
(Plant in Manual Control) | Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu
(Plant in Manual Control) | (LMAN) | 1= MANUAL 0 = MANUAL OFF
LFC Sistemi Mikro-İşlemci Arızası Alarmı
(LFC Micro Processor Failure Alarm) | LFC Sistemi Mikro-İşlemci Arızası Alarmı
(LFC Micro Processor Failure Alarm) | (LMIC) | 1= FAILURE 0 = OK
Güç Uyumsuzluk Alarmı
(Local Power Mismatch) | Güç Uyumsuzluk Alarmı
(Local Power Mismatch) | (LPWR) | 1= OK 0 = MISMATCH
Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı
(Invalid Remote Power Demand) | Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı
(Invalid Remote Power Demand) | (LRPD) | 1= OK 0 = INVALID
Ünite SFK İşletim Durumu
(Generator Unit Mode) | (AUTO / MANUAL) | (AUTO / MANUAL) | 1= AUTO 0= MANUAL
Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu
(Primary Frequency Control in Operation) | Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu
(Primary Frequency Control in Operation) | (PFCO) | 1= OFF 0= ON
Ünite Adı | Yük Alma Hızı
(MW/dakika) | Yük Atma Hızı
(MW/dakika) | Hız Eğimi
Ayar Değeri (%)
Ünite–1
Ünite–2
Ünite- ...
Ünite-n
Ünite/Blok/Santral | Minimum SFK Limiti (MW) | Maksimum SFK Limiti (MW)
Ünite–1
Ünite–2
Ünite- ...
Ünite-n
Toplam Sekonder Frekans Kontrol Aralığı
(MINC ve MAXC)
Zaman | Transformatör
Kademesi | Jeneratör
MW | Jeneratör
MVAR | Jeneratör
Terminal
Gerilimi
(kV) | Bara
Gerilimi
(kV) | İkaz Akımı (A)
veya
Gerilimi
(V) | Stator
Akımı
(kA) | İç İhtiyaç
Gerilimi
(kV) | Güç
Faktörü
(cos φ)
Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler)
Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler)
Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Zaman | Transformatör
Kademesi | Jeneratör
MW | Jeneratör
MVAR | Jeneratör
Terminal
Gerilimi
(kV) | Bara
Gerilimi
(kV) | İkaz Akımı (A)
veya
Gerilimi
(V) | Stator
Akımı
(kA) | İç İhtiyaç
Gerilimi
(kV) | Güç
Faktörü
(cos φ)
Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler)
Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler)
Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı:
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı:
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
+%1’lik basamak değişimi | -%1’lik
basamak değişimi
Gerilim Düşümü (Droop) %2 Qmax+ / 2 Qmax- / 2
Gerilim Düşümü (Droop) %4 Qmax+ / 4 Qmax- / 4
Gerilim Düşümü (Droop) %7 Qmax+ / 7 Qmax- / 7
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu Güç(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu Güç(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu Güç(MW):
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu GÜÇ(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu GÜÇ(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu GÜÇ(MW):
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
+%1’lik basamak değişimi | -%1’lik
basamak değişimi
Gerilim Düşümü (Droop) %2 Qmax+ / 2 Qmax- / 2
Gerilim Düşümü (Droop) %4 Qmax+ / 4 Qmax- / 4
Gerilim Düşümü (Droop) %7 Qmax+ / 7 Qmax- / 7
Frekans Aralığı | Minimum Çalışma Süresi
50,5 Hz≤f<51,5 Hz 1 saat
49 Hz ≤f<50,5 Hz | Sürekli
48,5 Hz ≤f< 49 Hz 1 saat
48 Hz ≤f< 48,5 Hz 20 dakika
47,5 Hz ≤f< 48 Hz 10 dakika
EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ
.........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ
........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | Form YTİM-1 Form YTİM-1 Form YTİM-1 Form YTİM-1 Form YTİM-1
.........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ 1
ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ
Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./......
1 Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH
1 Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH
2 Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat
2 Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat
3 Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma
4 İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi
5 Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası
5 Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası
6 BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni
6 BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni
7 İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | Tarih | Tarih | Tarih | Saat | Saat | Saat
8 İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | Tarih | Tarih | Tarih | Saat | Saat | Saat
9 Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi
10 Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar
11 Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi
11 Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi
12 TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli
12 TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli
NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1:
İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ 2
İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ
1 Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli
1 Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli
2 Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli
2 Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli
3 Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli
3 Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli
NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2:
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi
Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir.
EK 20
TEİAŞ | EK 20
TEİAŞ | EK 20
TEİAŞ
................. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ Form YTİM-2 | ................. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ Form YTİM-2 | ................. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ Form YTİM-2
ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ 1
Tarih:
No:
Çalışma İzni İsteği No:
1-BYTİM'de Formu Hazırlayan Kişi:
2-Servisten Çıkarılacak Teçhizat:
Çalışmanın Tarih ve Saati:
3-Yapılacak Çalışma:
4-Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu:
5-Çalışma İzni İsteğinin Durumu: | Uygun Görülmüştür
Uygun Görülmemiştir | Uygun Görülmüştür
Uygun Görülmemiştir
6- Çalışma İzninin Uygun Görülmeme Nedeni:
BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza
ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ 2
1- İptal İsteyen Yetkili:
2- İptalin Nedeni:
3- Kabul Eden:
4- Haber Verilen Birimler:
5- Haber Verilen Sistem Kullanıcıları ve Haberi Veren:
BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza
TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ
.... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ
MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3
BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20...
BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20...
1- Manevra No 1- Manevra No 1- Manevra No 1- Manevra No 1- Manevra No
2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No
3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen
4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni
5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni
6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat
7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi
8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler
YTİM-1 No | YTİM-1 No | YTİM-1 No
Çekilme Saati | Çekilme Saati | Çekilme Saati
Adı Soyadı | Adı Soyadı | Adı Soyadı
Paraf | Paraf | Paraf
.....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ
AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI
SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan
TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ
MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ
MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4
Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:....
Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:....
Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat 400 kV................................................ EİH 400 kV................................................ EİH 400 kV................................................ EİH 400 kV................................................ EİH
Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır
Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM
Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri
Form YTİM-1 No | Form YTİM-1 No
Çalışmanın Bitirilme Saati | Çalışmanın Bitirilme Saati
Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM
Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri
Form YTİM-1 No | Form YTİM-1 No
Çalışmanın Bitirilme Saati | Çalışmanın Bitirilme Saati
Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM
Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri
Form YTİM-1 No | Form YTİM-1 No
Çalışmanın Bitirilme Saati | Çalışmanın Bitirilme Saati
Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran
Adı Soyadı
Tarih
Manevra Saati
İmza
Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran
Adı Soyadı
Tarih
Manevra Saati
İmza
Formu Düzenleyen | Formu Düzenleyen | Formu Düzenleyen | Formu Düzenleyen | Kontrol Eden | Kontrol Eden | Kontrol Eden | Kontrol Eden | Kontrol Eden
Adı Soyadı | Adı Soyadı | Adı Soyadı | Adı Soyadı
Tarih | Tarih | Tarih | Tarih
İmza | İmza | İmza | İmza
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ
YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL
3 YIL 4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 US
SANTRAL TALEPLERİ:
TEİAŞ iletim sisteminden veya üreticinin kullanıcı sisteminden beslenen santral ile ilgili talep
Azami talep | MW
MVAr | APV(*)
APV
TEİAŞ talebinin yıllık puantının yarım saatlik belirli süre içindeki değeri | MW
MVAr | APV
APV
TEİAŞ talebinin yıllık asgari değerinin yarım saatlik belirli süre içindeki değeri | MW
MVAr | APV
APV
(Ünite transformatörleri tarafından beslenen ek talep aşağıda yer almalıdır)
ÜNİTE VEYA DURUMA GÖRE KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ | GR 1(***) | GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 US
Coğrafi ve elektriksel konum ile sistem gerilimine göre ünitenin kombine çevrim gaz türbini bloğu hariç veya kombine çevrim gaz türbini bloğunun TEİAŞ iletim sistemi veya dağıtım sistemine bağlı ise sistem ile bağlantı noktası | Bilgiler ayrı bir yazı ile verilecektir | SPV(**)
Birden fazla bağlantı noktasının olması durumunda, kombine çevrim gaz türbini bloğunun bağlantı noktası | Bara bölüm numarası hangi baraya bağlı ise onun numarası | SPV
Ünite tipi; buhar, gaz türbini kombine çevrim gaz türbini ünitesi, rüzgar ve benzeri
Kombine çevrim gaz türbini bloğu içindeki ünitelerin listesi (hangi ünitenin hangi kombine çevrim gaz türbini bloğunun parçası olduğunu belirtilerek) sıralı kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda muhtemel konfigürasyonların ayrıntıları da ayrıca verilmelidir. | SPV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU)
GR 1 GR 2 GR 3 GR
4 GR 5 GR 6 ÜT(***)
Tahmini çalışma düzeni; örneğin, 7 gün 3 vardiya
Nominal görünür güç | MVA | SPV(*)
Nominal aktif güç | MW | SPV+
Nominal çıkış gerilimi | kV | APV(**)
*Ünite Yüklenme eğrisi | SPV
*Kullanılabilir Kapasite (aylık olarak) | MW | SPV | Blok | Blok | Blok | Blok | Blok | Blok | Blok
Senkron üniteler için atalet sabiti | MW saniye
/MVA | SPV+
Senkron üniteler için kısa devre oranı | SPV+
Nominal MW çıkışında ünite tarafından sağlanan normal yedek yük | MW
MVAr | APV
APV
Nominal MW ve MVAr çıkışında ve nominal çıkış geriliminde nominal ikaz akımı | A | APV
İmalatçıların test sertifikalarından elde edilen ikaz akımı açık devre doyma eğrisi
%120 nominal çıkış gerilimi
%110 nominal çıkış gerilimi
%100 nominal çıkış gerilimi
%90 nominal çıkış gerilimi
%80 nominal çıkış gerilimi
%70 nominal çıkış gerilimi
%60 nominal çıkış gerilimi
%50 nominal çıkış gerilimi | A
A
A
A
A
A
A
A | APV
APV
APV
APV
APV
APV
APV
APV
EMPEDANSLAR: (Doymamış)
Dikey eksen senkron reaktansı | % MVA | APV
Dikey eksen transient reaktans | % MVA | SPV+
Dikey eksen subtransient reaktans | % MVA | APV
Yatay eksen senkron reaktansı | % MVA | APV
Yatay eksen transient reaktans | % MVA | APV
Stator kaçağı reaktansı | % MVA | APV
Bobin sargısı doğru akım direnci | % MVA | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR
2 GR
2 GR 3 GR 4 GR 4 GR 4 GR 5 GR 5 GR 6 GR 6 ÜT
Zaman sabitleri
Kısa devre ve doymamış
Dikey eksen transient zaman sabiti | Saniye | APV
Dikey eksen subtransient zaman sabiti | Saniye | SPV
Yatay eksen subtransient zaman sabiti | Saniye | APV
Stator zaman sabiti | Saniye | APV
Üretim ünitesi yükseltici transformatörü | Üretim ünitesi yükseltici transformatörü
Nominal görünür güç | MVA | SPV+
Gerilim oranı | - | APV
Pozitif bileşen reaktansı:
Azami kademe için | % MVA | SPV+
Asgari kademe için | % MVA | SPV+
Nominal kademe için | % MVA | SPV+
Pozitif bileşen direnci:
Azami kademe için | % MVA | APV
Asgari kademe için | % MVA | APV
Nominal kademe için | % MVA | APV
Sıfır bileşen reaktansı | % MVA | APV
Kademe değişimi aralığı | +%/-% | APV
Kademe değişimi adım büyüklüğü | % | APV
Yükte veya boşta kurulu gücü kademe değiştirici türü | Yükte/Boşta | APV
Kademe tipi
Bağlantı grubu | Sayısal Analog BCD
İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ
Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir.
Seçenek 1
İkaz devresinin dc kazancı | APV
Azami ikaz gerilimi | V | APV
Asgari ikaz gerilimi | V | APV
Nominal ikaz gerilimi | V | APV
Azami ikaz gerilimi değişim hızı:
Artan | V/Saniye | APV
Azalan | V/Saniye | APV
İkaz devresinin ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde tanımlandığı şekliyle | Şema | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
Aşırı ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri | APV
Düşük ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam) | İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam)
Seçenek 2
İkaz düzeneği sınıfı örneğin, dönen ikaz düzeneği veya statik ikaz düzeneği ve benzeri | Yazı ile | SPV
İkaz sistemi nominal tepkisi ve | Saniye-1 APV
Nominal ikaz gerilimi ufn | V | APV
Yüksüz ikaz gerilimi ufo | V | APV
İkaz sistemi yüklü
Pozitif tavan gerilimi upl+ | V | APV
İkaz sistemi yüksüz
Pozitif tavan gerilimi upo+ | V | APV
İkaz sistemi yüksüz
Negatif tavan gerilimi upo- | V | APV
Elektrik sistemi dengeleyici Sinyali | Evet/Hayır | SPV
İkaz sisteminin ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde tanımlandığı şekliyle eğer mevcut ise PSS de dahil olarak | Şema | APV
Aşırı ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde | Şema | APV
Düşük ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde | Şema | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 3 GR 4 GR 4 GR 4 GR 5 GR 5 GR 6 ÜT
HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ
Seçenek 1
HIZ REGÜLATÖRÜ PARAMETRELERİ (TEKRAR KIZDIRICI ÜNİTELER)
YB(*) hız regülatörü ortalama kazancı | MW/Hz | APV
Hızlandırıcı motor ayar aralığı | Hz | APV
YB hız regülatörü valfı zaman sabiti | Saniye | APV
YB hız regülatörü valfı açılma sınırları | APV
YB hız regülatörü valfı hız sınırları | APV
Tekrar kızdırma zaman sabiti;tekrar kızdırıcı sistemde saklanan aktif güç | Saniye | APV
OB(**) hız regülatörü ortalama kazancı | MW/Hz | APV
OB hız regülatörü ayar aralığı | Hz | APV
OB hız regülatörü zaman sabiti | Saniye | APV
OB hız regülatörü valfı açılma sınırları | APV
OB hız regülatörü valfı hız sınırları | APV
YB ve OB hız regülatörü devresindeki | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
İvmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
Hız regülatörü blok şeması | Şema
HIZ REGÜLATÖRÜ PARAMETRELERİ TEKRAR KIZDIRICISI BULUNMAYAN BUHAR VE GAZ TÜRBİNLERİ İÇİN
Hız regülatörü ortalama kazancı | MW/Hz | APV
Hızlandırıcı motor ayar aralığı | APV
Buhar veya yakıt hız regülatörü
zaman sabiti | Saniye | APV
Hız regülatörü valfı açılma sınırları | APV
Hız regülatörü valfı hız sınırları | APV
Türbin zaman sabiti | Saniye | APV
Hız regülatörü blok şeması | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
HİDROELEKTRİK ÜNİTELER İÇİN HIZ REGÜLATÖRÜ PARAMETRELERİ
Ayar kanadı aktivatörü | Saniye | APV
Ayar kanadı açıklık sınırı | (%) | APV
Ayar kanadı açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
Ayar kanadı kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
Suyun zaman sabiti | Saniye | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam)
Seçenek 2
Bütün Üretim Üniteleri
İvmelenmeye duyarlı parçalar da dahil olmak üzere çeşitli parçaların transfer işlevlerini
Gösteren hız regülatörü blok şeması | APV
Hız regülatörü zaman sabiti | Saniye | APV
Hız regülatörü ölü bandı (deadband) ()
- azami ayarı
- normal ayarı
- asgari ayarı | Hz
Hz
Hz | İB4
İB4
İB4
Hızlandırıcı motor ayar aralığı | (%) | APV
Hız regülatörü ortalama kazancı | MW/
Hz | APV
Hız regülatörü hız eğimi (##)
MLP1’deki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP2’deki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP3’deki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP4’teki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP5’teki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP6’daki artan hız düşümü | (%) | İB4
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
Buhar türbinleri
YB valf zaman sabiti | Saniye | APV
YB valf açılma sınırları | (%) | APV
YB valf açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
YB valf kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
YB türbin zaman sabiti | Saniye | APV
OB valf zaman sabiti | Saniye | APV
OB valf açılma sınırları | (%) | APV
OB valf açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
OB valf kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
OB türbin zaman sabiti | Saniye | APV
AB valf zaman sabiti | Saniye | APV
AB valf açılma sınırları | (%) | APV
AB valf açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
AB valf kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
AB türbin zaman sabiti | Saniye | APV
Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti | Saniye | APV
Kazan zaman sabiti | Saniye | APV
YB enerji oranı | (%) | APV
OB enerji oranı | (%) | APV
Gaz Türbini üniteleri
Giriş noktası valf açıklığı zaman sabiti | Saniye | APV
Giriş noktası valf açıklığı açılma sınırları | (%) | APV
Giriş noktası valf açıklığı açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
Giriş noktası valf açıklığı kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
Yakıt valfi zaman sabiti | Saniye | APV
Yakıt valfi açılma sınırları | (%) | APV
Yakıt valfi açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
Yakıt valfi kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
Atık ısı dönüşüm kazanı zaman sabiti
Hidroelektrik üniteler
Hız regülatörü sürekli hız düşümü | (%) | APV
Hız regülatörü geçici hız düşümü | (%) | APV
Hız regülatörü zaman sabiti | Saniye | APV
Filtre zaman sabiti | Saniye | APV
Servo zaman sabiti | Saniye
Ayar kanalı açılma hızı | % /saniye
Ayar kanalı kapanma hızı | % /saniye
Ayar kanalı asgari açıklığı
Ayar kanalı azami açıklığı | (%)
Türbin kazancı | Birim başına
Türbin zaman sabiti | Saniye
Suyun zaman sabiti | Saniye | APV
Yüksüz akış | Birim başına
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
ÇIKIŞ KAPASİTESİ
Santraldaki bir kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda blok esaslı olarak) | MW | SPV
Asgari üretim bir santraldaki bir kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda blok esaslı olarak | MW | SPV
Üretim ünitelerinde kayıtlı kapasitenin üzerinde emreamade MW | MW | SPV
SİSTEMİN EMREAMADE OLMAMASI | SİSTEMİN EMREAMADE OLMAMASI
Bu veriler emreamade olmama dönemlerinin kaydedilmesi içindir.
En erken devreye alma süresi:
Pazartesi | saat/dakika | İB2 | -
Salı – Cuma | saat/dakika | İB2 | -
Cumartesi – Pazar | saat/dakika | İB2 | -
En son devre dışı olma zamanı:
Pazartesi – Perşembe | saat/dakika | İB2 | -
Cuma | saat/dakika | İB2 | -
Cumartesi – Pazar | saat/
dakika | İB2 | -
SENKRONİZASYON PARAMETRELERİ | SENKRONİZASYON PARAMETRELERİ
48 saatlik devre dışı olmadan sonra sıfırdan uzaklaşma zamanı | dakika | İB2
48 saatlik devre dışı olmadan sonra santral senkronizasyon süreleri | dakika | İB2 | - | - | - | - | - | -
Varsa senkronizasyon grubu 1’den 4’e | İB2 | -
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 2 GR 3 GR 3 GR 4 GR 4 GR 5 GR 5 GR 5 GR 6 ÜT
48 saatlik devre dışı olmadan sonra senkronize üretim | MW | APV
İB2 | -
Devre dışı olma süresi | dakika | İB2 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | -
DEVRE DIŞI OLMA DÖNEMİ SINIRLAMALARI:
48 saatlik devre dışı olmadan sonra asgari sıfırdan farklı zaman | dakika | İB2
Asgari sıfır zaman | dakika | İB2
İki vardiya sınırı (gün için azami) | No. | İB2
HIZLANMA PARAMETRELERİ
48 saatlik devre dışı olmadan sonra yüklenme hızı
(3. Sayfadaki 2. Nota bakınız)
MW Seviye 1 MW | İB2 | - | - | -
MW Seviye 2 MW | İB2 | - | - | -
APV
Ve
Senkronize üretimden MW Seviye 1’e yüklenme hızı | MW/dk | İB2
MW Seviye 1’den MW Seviye 2’ye yüklenme hızı | MW/dk | İB2
MW Seviye 2’den kurulu güce yüklenme hızı | MW/dk | İB2
Yük düşme hızları:
MW seviye 2 MW | İB2
Kurulu güçten MW Seviye 2’ye yük düşme hızları | MW/dk | APV
İB2
MW Seviye 1 MW | İB2
MW Seviye 2’den MW Seviye 1’e yük düşme hızları | MW/dk | İB2
MW Seviye 1’den desenkronizasyona yük düşme hızları | MW/dk | İB2
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
REGÜLASYON PARAMETRELERİ
Regülasyon aralığı | MW | APV
Senkronize durumda ve yüklü durumdayken yük düşme kapasitesi | MW | APV
GAZ TÜRBİNİ YÜKLENME PARAMETRELERİ:
Hızlı yüklenme | MW/dk | İB2
Yavaş yüklenme | MW/dk | İB2
KOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU PLANLAMA MATRİSİ | İB2 | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
VERİ | VERİ | BİRİM | SÜRE | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
Santral:...........................
Ünite veya santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu numarası:...
Kurulu güç:.......................... | Santral:...........................
Ünite veya santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu numarası:...
Kurulu güç:..........................
Santralın devre dışı olma programı | Santralın kullanılabilir gücü
GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA
Aylık ortalama kullanılabilir gücü | MW | YIL 5 – 10 Hafta 24 SPV
Aşağıdakileri kapsayan geçici devre dışı olma programı: | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 2 İB2
Süre | Hafta | " | " | "
Tercih edilen start | Tarih | " | " | "
En erken start | Tarih | " | " | "
Devreye alma tarihi | Tarih | " | " | "
Haftalık kullanılabilir gücü | MW | " | " | "
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı | Takvim yılı3 – 5 Hafta 12
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 14
Güncellenmiş, aşağıdakileri kapsayan geçici devre dışı olma programı: | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 25 İB2
Süre | Hafta | " | " | "
Tercih edilen start | Tarih | " | " | "
En erken start | Tarih | " | " | "
Devreye alma tarihi | Tarih | " | " | "
Haftalık güncellenen kullanılabilir gücü | MW | " | " | "
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 28
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 31
TEİAŞ’ın ek olarak önerdiği değişiklikler ve benzeriayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için | TEİAŞ’ın ek olarak önerdiği değişiklikler ve benzeriayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 42
Nihai gücün devre dışı olma programı üzerinde mutabakat sağlanması | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 45 İB2
GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA
Mutabakat sağlanan bir önceki nihai gücün devre dışı olma programının güncellenmesi | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 10 İB2
Haftalık kullanılabilir güç | MW | " | " | "
VERİ | VERİ | BİRİM | SÜRE | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 12
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 14
Revize edilmiş haftalık kullanılabilir güç | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 34 İB2
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 39
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 46
Nihai gücün devre dışı olma programı üzerinde mutabakat sağlanması | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 48 İB2
İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA
Güncellenmiş nihai gücün devre dışı olma programı | İçinde bulunulan yıl
Gelecek Hafta 2’den yıl sonuna 1600
Çarşamba | İB2
Haftalık puantta kullanılabilir güç | MW | " | " | "
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | İçinde bulunulan yıl 1700
Gelecek Hafta 8’den Hafta 52’ye | Cuma
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Gelecek 2 - 7 hafta 1600
Perşembe
Tahmin edilen tekrar servise alma Planlanmış devre dışı olma veya arıza | Tarih | Gelecek gün 2’den gün 14’e 0900
günlük | İB2
Tüm saatlerde kullanılabilir güç | MW | " | " | İB2
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Gelecek gün 2’den gün 14’e 1600
günlük
ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK
Üretim grubu sabit güç | Asgari MW (Haftalık) | Gelecek 2 - 8 hafta 1600 Salı | İB2
"
Üretim grubu sabit güç | Asgari MW (günlük) | Gelecek 2 -14 gün 0900 günlük | İB2
"
VERİ | BİRİM | SÜRE | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ
Akarsu, rüzgar gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre değişiklik gösteren büyük santralların muhtemel profilin anlaşılması için gerekli bilgiler | MW | YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV
ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler bir dış enterkonneksiyonun kullanımı ile anlaşma yapan santrallar için gereklidir
Anlaşmaya bağlanan güç | MW | YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV
Hangi dış enterkonneksiyonun kullanılacağı | Yazı ile | YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ
KULLANICI SİSTEMLERİNİN TASARIMI
Kullanıcı sisteminin tümünü veya bir kısmını gösteren bir tek hat şeması verilmelidir. Bu şemada aşağıdaki bilgiler bulunmalıdır: | APV
400 kV,154 kV ve 66 kV’de çalışan kullanıcı sisteminin mevcut veya planlanmış kısımlarını,
(b) Orta gerilim seviyesinde çalışan ve bağlantı noktalarını birbirine bağlayan veya tek bir bağlantı noktasındaki baraları ayıran kullanıcı sisteminin kısımlarını,
(c) Kullanıcının iletim sistemine bağlı 50 MW’tan büyük veya küçük santrallar ve ilgili bağlantı noktası arasındaki kullanıcı sisteminin kısımlarını,
(d) Bir TEİAŞ sahasındaki kullanıcı sisteminin kısımlarını
Ayrıca, tek hat şemasında kullanıcının iletim sistemi ve kullanıcının iletim sistemine alçak gerilimde bağlanan transformatörler daha ayrıntılı olarak yer alabilir, TEİAŞ’ın mutabakatıyla kullanıcının iletim sisteminin geriliminden daha düşük gerilimdeki sisteminin ayrıntıları da tek hat şemasında bulunabilir.
Tek hat şemasında veya detay projede mevcut ve planlanmış bağlantı noktaları ile ilişkili mevcut ve planlanmış yük akım taşıyan teçhizatın ayarlanması ile birlikte elektriksel devreler, havai hatlar, yeraltı kabloları, güç transformatörleri ve benzer ekipman ve işletme gerilimleri gösterilmelidir. ayrıca, iletim sistemi geriliminde çalışan ekipmanlar için kesiciler ile faz sırası da gösterilmelidir.
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ
REAKTİF KOMPANZASYON
Kullanıcı sistemine orta gerilim seviyesinde bağlı, mülkiyeti TEİAŞ’a ait olmayan ve bir müşterinin tesis veya teçhizatı ile ilişkili güç faktörü düzeltme ekipmanı dışındaki bağımsız olarak anahtarlanan reaktif kompanzasyon ekipmanı için:
Ekipmanın tipi, sabit veya değişken | Yazı ile | SPV
Kapasitif güç | MVAr | SPV
Endüktif güç | MVAr | SPV
Çalışma aralığı | MVAr | SPV
Çalışma karakteristiklerinin belirlenebilmesini sağlamak için otomatik kontrol prensiplerinin ayrıntıları | Yazı ile ve/veya şemalar | SPV
Elektriksel konum ve sistem gerilimi itibarıyla kullanıcı sistemine olan bağlantı noktası | Yazı ile | SPV
TRANSFORMATÖR MERKEZİ ALTYAPISI
Mülkiyeti TEİAŞ’a ait ve TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir transformatör merkezindeki bir kullanıcının ekipmanına ilişkin altyapı için:
Nominal üç faz (rms) kısa devre dayanma akımı | (kA) | SPV
Nominal tek faz (rms) kısa devre dayanma akımı | (kA) | SPV
Nominal kısa devre dayanma süresi | saniye | SPV
Nominal (rms) sürekli akım | A | SPV
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (karşılıklı)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | Y | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (karşılıklı)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | X | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (karşılıklı)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | R | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (tek)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | Y | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (tek)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | X | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (tek)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | R | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Pozitif Bileşeni
100 MVA’nın yüzdesi (%) | Y | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Pozitif Bileşeni
100 MVA’nın yüzdesi (%) | X | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Pozitif Bileşeni
100 MVA’nın yüzdesi (%) | R | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Işletme gerilimi
kV | Işletme gerilimi
kV | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Nominal Gerilim
kV | Nominal Gerilim
kV | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Bağlantı Noktası 2 Bağlantı Noktası 2 Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Bağlantı Noktası 1 Bağlantı Noktası 1 Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Geçerli olduğu Yıllar | Geçerli olduğu Yıllar | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Topraklama ayrıntıları uygun olmayanı siliniz | Topraklama ayrıntıları uygun olmayanı siliniz | Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Kademe Değiştirici | Tip (uygun olmayanı siliniz) | Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Kademe Değiştirici | Adım büyüklüğü (%) | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Kademe Değiştirici | Aralık
(+%’den
-%’ye) | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Bağlantı Grubu | Bağlantı Grubu | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Sıfır Bileşen Reaktansı
(Nominalin %’si) | Sıfır Bileşen Reaktansı
(Nominalin %’si) | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Direnci % olarak %’si | Nominal Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Direnci % olarak %’si | Asgari Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Direnci % olarak %’si | Azami Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Reaktansı%’si Olarak | Nominal Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Reaktansı%’si Olarak | Asgari Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Reaktansı%’si Olarak | Azami Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Gerilim Oranı | AG2 Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Gerilim Oranı | A1 Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Gerilim Oranı | YG | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nom. MVA | Nom. MVA | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Transformatör rumuzu | Transformatör rumuzu | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Bağlantı veya Bağlantı Noktası adı | Bağlantı veya Bağlantı Noktası adı | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Geçerli olduğu Yıllar | Geçerli olduğu Yıllar | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Asimetrik kesme kapasitesinin testindeki DC zaman sabiti (saniye) | Asimetrik kesme kapasitesinin testindeki DC zaman sabiti (saniye) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Nominal (rms) sürekli akım
(A) | Nominal (rms) sürekli akım
(A) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Başlangıç Kısa Devre Akımı | Tek Faz
kA puant | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Başlangıç Kısa Devre Akımı 3 Faz
kA puant | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Kısa devre kesme akımı | Tek Faz
kA (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Kısa devre kesme akımı 3 Faz
kA (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Işletme gerilimi
kV (rms) | Işletme gerilimi
kV (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Nominal Gerilim
kV (rms) | Nominal Gerilim
kV (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Teçhizat No. | Teçhizat No. | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Bağlantı noktası | Bağlantı noktası | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Geçerli olduğu yıllar | Geçerli olduğu yıllar | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ
KORUMA SİSTEMLERİ
Aşağıdaki bilgiler bağlantı noktası kesicisini veya TEİAŞ kesicisini açan, uzaktan açan veya kapatan koruma teçhizatı ile ilgilidir. Bilgiler E.5.19 (b)’de belirtilen zamanlama gerekliliklerine göre değişiklik olmadığı sürece sadece bir kere verilmelidir.
(a) Kullanıcı sistemi üzerinde mevcut rölelerin ve koruma sistemlerinin ayarları da dahil olmak üzere eksiksiz tanımı; | APV
(b) Tip ve gecikme süreleri de dahil olmak üzere kullanıcı sistemi üzerindeki otomatik tekrar kapama teçhizatının eksiksiz tanımı; | APV
(c) Ünite transformatörü, start-up transformatörü, iç ihtiyaç transformatörü ve bunların ilişkili olan bağlantılar üzerinde kurulu rölelerin ve koruma sistemlerinin ayarları da dahil olmak üzere eksiksiz tanımı; | APV
(d) Çıkışında bir kesici bulunan üretim ünitelerinde arızalar için gerilim sıfırlama süreleri. | APV
(e) Arızanın ortadan kaldırılma süreleri:
TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcı sistemlerinin bir kısmındaki elektriksel arızalar için arıza giderme süresi. | Milisaniye | APV
VERİ | BİRİM | ZAMAN | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
Sistem performansını etkileyebilecek mahiyetteki devre dışı olmalar; dağıtım sistemine bağlı 50 MW’ın üzerindeki santralların devre dışı olması, kullanıcı sistemlerindeki ekipmanların planlı olarak devre dışı olması, üreticilere ait ünitelerin devre dışı olması ile ilgili detaylı bilgiler. | Yıl 3-5 Hafta 8
Kullanıcılar ve benzeri
Hafta 13
Üreticiler | İB2
İB2
TEİAŞ, kullanıcıları kendilerini etkileyecek mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında bilgilendirir | Yıl 3-5 Hafta 28
Kullanıcı, bildirilen devre dışı olmanın kendisini olumsuz bir şekilde etkilemesi durumunda TEİAŞ’ı bilgilendirir | " | Hafta 30 İB2
TEİAŞ, iletim sistemindeki devre dışı olmalar ile ilgili planını hazırlar ve kullanıcıları bu devre dışı olmalar ve muhtemel etkileri konusunda bilgilendirir | " | Hafta 34
Üretim grupları dışındaki üreticiler ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler, şebeke bağlantı noktalarındaki mülkiyeti kendilerine ait teçhizat ile ilgili ayrıntıları verirler | Yıl 1-2 Hafta 13 İB2
TEİAŞ kullanıcıları kendilerini etkileyecek mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında bilgilendirir | Yıl 1-2 Hafta 28
TEİAŞ kullanıcı sistemi etkileyen ilgili devre dışı olmaların ayrıntılarını sunar | Yıl 1-2 Hafta 32 İB2
TEİAŞ Kullanıcıları üretim kısıtları veya onların sistemleri üzerindeki diğer etkiler hakkında bilgilendirir | Yıl 1-2 Hafta 34
Kullanıcı, bildirilen kısıtlamalar veya diğer etkilerin kendisini olumsuz bir şekilde etkilemesi durumunda, TEİAŞ’ı bilgilendirir | Yıl 1-2 Hafta 36 İB2
TEİAŞ iletim sistemi devre dışı olma planının son halini ve bu planın kullanıcı sistemleri üzerindeki etkilerine ilişkin görüşlerini kullanıcılara bildirir. | Yıl 1-2 Hafta 49 İB2)
Üretici, kullanıcı ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler önceden açıklamış oldukları devre dışı olma planında zaman içinde meydana gelen değişiklikler ile ilgili olarak TEİAŞ’ı bilgilendirir | Gelecek Hafta 8’den yıl sonuna | Olduğunda | İB2
TEİAŞ şebeke bağlantı noktaları arasındaki 5 MW’lık yük transferi kapasitesinin ayrıntılarını açıklar | İçinde bulunulan yıl | TEİAŞ istediğinde | İB2
GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER
VERİ | BİRİM | Yıl
1 Yıl
2 Yıl
3 Yıl
4 Yıl
5 Yıl
6 Yıl
7 Yıl
8 Yıl
9 Yıl
10
BAĞLANTI NOKTASINDAKİ TALEPLER İÇİN
Aşağıdaki bilgiler sadece TEİAŞ tarafından istediğinde verilmelidir;
Karakteristikleri yurtiçi veya ticari ve sınai yükün standart aralığından farklı olan yüklerin ayrıntıları: | (Lütfen ekleyiniz) | (Lütfen ekleyiniz) | (Lütfen ekleyiniz)
Talebin puant bağlantı noktası talebi sırasındaki TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki gerilim ve frekans dalgalanmalarına karşı olan hassasiyeti aktif güç
Yükün veya talebin gerilime göre hassasiyeti | MW/kV MVAr/kV
Yükün veya talebin frekansa göre hassasiyeti | MW/Hz MVAr/Hz
Reaktif gücün frekansa göre hassasiyeti Çizelge 9’da veya Çizelge 1 de verilen güç faktörü ile, Çizelge 9’da reaktif güç ile ilgili Not 6 ile bağlantılıdır.
TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki faz dengesizliği
- azami | (%)
- ortalama | (%)
TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki azami harmonik içerik | (%)
Kısa dönem fliker şiddeti ve uzun dönem fliker şiddeti de dahil olmak üzere ortak bağlantı noktasında bağlantı şartları kapsamında izin verilen talep dalgalanmasından daha yüksek talep dalgalanmasına yol açabilecek yüklerin ayrıntıları
YÖNETMELİK | TANIM
BŞ | Manevra şeması
BŞ | Saha sorumluluk çizelgeleri
PB | Sistem puantının gerçekleştiği tarih ve saat
Sistem minimum tüketiminin gerçekleştiği tarih ve saat
İB2 Çeşitli zaman çizelgelerinde üreticiler için santral talep yedekleri ve kullanılabilir güç gereklilikleri
Devre dışı olma planlaması için gerekli olan eşdeğer şebekeler
İB4 Haftalık işletme programı
DB1 Talep tahminleri, bildirilen yedek ve dengesizlik, dağıtım sistemine bağlı santralların örnek nitelikteki senkronizasyon ve desenkronizasyon süreleri.
DB2 Alış-satış kabulleri, ilgili kullanıcılar için yan hizmet talimatları, acil durum talimatları
DB3 Dağıtım sistemine bağlı talepler için talep kontrolünü gerçekleştiren düşük frekans rölesinin konumu, sayısı ve düşük frekans rölesi ayarı.
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
Talep Profili
Kullanıcının sistem profili | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW)
0000: 0100 Hafta 24 SPV
: | :
0100:0200 | : | :
: | :
0200: 0300 | : | :
: | :
0300: 0400 | : | :
: | :
0400: 0500 | : | :
: | :
0500: 0600 | : | :
: | :
0600: 0700 | : | :
: | :
0700: 0800 | : | :
: | :
0800: 0900 | : | :
: | :
0900: 1000 | : | :
: | :
1000: 1100 | : | :
: | :
1100: 1200 | : | :
: | :
1200: 1300 | : | :
: | :
1300: 1400 | : | :
: | :
1400: 1500 | : | :
: | :
1500: 1600 | : | :
: | :
1600: 1700 | : | :
: | :
1700: 1800 | : | :
: | :
1800: 1900 | : | :
: | :
1900: 2000 | : | :
: | :
2000: 2100 | : | :
: | :
2100:2200 | : | :
: | :
2200:2300 | : | :
: | :
2300:0000 | : | :
: | :
VERİ | Sonuçlar | Sonuçlar | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Fiili | Havaya göre Düzeltilmiş
Aktif Güç Verileri
Kullanıcıların ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşterilerin toplam yıllık ortalama aktif güçleri:
Yurtiçi
Zirai
Ticari
Sınai
Raylı Sistem Taşımacılığı,
Darbeli Ark Ocakları
Aydınlatma
Kullanıcı sistemi
Kayıplar
Puant Altı:
Yurtiçi
Ticari
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
SAATLİK TALEPLER VE GÜÇ FAKTÖRLERİ
(Not 2, 3 ve 5’e bakınız) | SAATLİK TALEPLER VE GÜÇ FAKTÖRLERİ
(Not 2, 3 ve 5’e bakınız)
Yandaki kutuda yer alan noktadaki talepler ve güç faktörü:
şebeke bağlatı noktasının adı | Yandaki kutuda yer alan noktadaki talepler ve güç faktörü:
şebeke bağlatı noktasının adı
Bağlantı noktasındaki yıllık saatlik puant | MW | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | - | - | - | - | Hafta 24 SPV
Cos | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
-
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | Hafta 24 SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Hafta 24 SPV
TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının zamanı | MW | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | Hafta 24 SPV
Cos | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan kesinti (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan kesinti (MW) | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
TEİAŞ talebinin yıllık saatlik asgari değerinin zamanı | MW | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | Hafta 24 SPV
Cos. | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Hafta 24 SPV
TEİAŞ’ın belirtebileceği diğer zamanlar için | MW | yılda bir kez | SPV
Cos. | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | yılda bir kez | SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | yılda bir kez
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL8 | YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
TALEP TRANSFERİ KAPASİTESİ ANA SİSTEM
Bir kullanıcının talebi veya talep grubunun alternatif bir bağlantı noktasından besleneceği durumlarda aşağıdaki bilgiler verilmelidir
Birinci devrenin arızadan dolayı devre dışı olma durumunda;
Alternatif bağlantı noktasının adı | Hafta 24 SPV
Transfer edilecek talep
(MW) | Hafta 24 SPV
(MVAr) | Hafta 24 SPV
Transfer metodu;
Elle (E)
Otomatik (O)
Transferin yapılacağı zaman (saat) | Hafta 24 SPV
İkinci devrenin planlı devre dışı olma durumu
Alternatif bağlantı noktasının adı | Hafta 24 SPV
Transfer edilen talep
(MW) | Hafta 24 SPV
(MVAr) | Hafta 24 SPV
Transfer metodu | Hafta 24 SPV
Elle (E)
Otomatik (O)
Transferin yapılacağı zaman (saat) | Hafta 24 SPV
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
8 YIL
9 YIL
9 YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
KÜÇÜK SANTRAL VE MÜŞTERİ ÜRETİMİ ÖZETİ
Küçük santralların veya müşteri üretim ünitelerinin bulunduğu bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler gereklidir:
Küçük santralların ve müşteri üretim ünitelerinin sayısı | Hafta 24 SPV
Ünitelerin sayısı | Hafta 24 SPV
Ünitelerin toplam kapasitesi | Hafta 24 SPV
Kullanıcı sisteminin 50 MW’ın üzerindeki dağıtım sistemine bağlı bir santralın kapasitesi üzerinde kısıt yarattığı durumlarda;
Santralın adı | Hafta 24 SPV
Ünitenin numarası | Hafta 24 SPV
Sistemin kısıtlı kapasitesi | Hafta 24 SPV
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir:
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir: | Bağlantı noktası | Bağlantı noktası | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Hafta 24 SPV
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir:
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir: | Bağlantı Noktası | Bağlantı Noktası | Talep | Talep | Talep | Talep | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir:
VERİ | BİRİM | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Bağlantı noktasının adı
Bağlantı noktasındaki
kullanıcı sisteminden iletim sistemine
akan kısa devre akımı | (kA)
Simetrik üç faz kısa devre akımı;
Kısa devre anında | (kA)
Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra | (kA)
Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı
Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1.0 p.u.dan farklı ise(*)) (Not 1’e bakınız) | (p.u.)
Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları (**)
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA
Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları:
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA
VERİ | BİRİM | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Santral
Ünite transformatörünün numarası
Ünite transformatörü çıkışında bir kısa devre için simetrik üç faz kısa devre akımı;
Kısa devre anında | (kA)
Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra | (kA)
Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı
Subtransient zaman sabiti (eğer 40 milisaniyeden farklı ise) | Milisaniye
Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1,0 p.u.dan farklı ise) (Not 1’e bakınız) | (p.u.)
Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları:
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA
VERİ | BİRİM | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Santral
Santral transformatörünün numarası
Transformatör çıkışında bir kısa devre için simetrik üç faz kısa devre akımı;
Kısa devre anında | (kA)
Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra | (kA)
Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı
Subtransient zaman sabiti (eğer 40 milisaniyeden farklı ise) | Milisaniye
Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1,0 p.u.dan farklı ise) (Not 1’e bakınız) | (p.u.)
Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları:
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_16e648dd87992.docx | (26 Kasım 2017 Tarihli ve 30252 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.)
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI YAN HİZMETLER YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik piyasasında yan hizmetler kapsamında sunulan hizmetlerin tedarik edilmesine ilişkin ticari usul ve esasların düzenlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; elektrik piyasasında yan hizmetler kapsamında sunulan hizmetlerin tedarik edilmesine ilişkin tarafların görev, yetki ve sorumlulukları ile bu hizmetlerin tedarik yöntemi, hizmetleri sağlayan taraflara yapılacak ödemelerin gerçekleştirilmesi ve hizmet sağlamayan taraflara uygulanacak yaptırımlara ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Anlık talep kontrol rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda anlık talep kontrol hizmeti sağlamak amacıyla yük atma için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
b) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Anlık talep kontrol yedeği: Tüketim tesisleri tarafından isteğe bağlı olarak teklif edilen ve 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlı acil durum önlemleri kapsamında sistem frekansının kritik seviyeye düşmesini önlemek maksadıyla anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebilen yük miktarını,
c) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Aşırı ikazlı çalışma: Sistem geriliminin Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirlenen işletme değerlerinin veya TEİAŞ tarafından belirlenen gerilim ayar değerlerinin altına düşmesi durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının artırılmasını,
ç) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
d) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
e) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Bölgesel kapasite kiralama: Sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere, yeni üretim tesislerinin kapasitelerinin ve/veya mevcut üretim tesislerinin kapasitelerinin TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler vasıtasıyla kiralanmasını,
f) Bölgesel yük tevzi merkezi (BYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve iletim sisteminin belli bir bölgesine ait üretim, iletim ve tüketim faaliyetlerini izleyen, işletme manevralarının koordinasyonunu ve kumandasını yürüten kontrol merkezini,
g) Dağıtım sistem işletmecisi: Bağlı bulunduğu dağıtım bölgesi sınırları içerisinde dağıtım sistem işletiminden sorumlu dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
ğ) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,
h) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Dengeleme birimi: 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde tanımlanan, dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
ı) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, 15 dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
i) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Dengeleme mekanizması: Vadeli elektrik piyasası ile ikili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikteki gün öncesi piyasasını, gün içi piyasasını ve gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,
j) Devreye girme süresi: Bir üretim tesisinin talimat verilmesini takiben sisteme senkronize edilerek elektrik enerjisi üretmeye başlaması için geçen süreyi,
k) Düşük ikazlı çalışma: Sistem geriliminin Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirlenen işletme değerlerinin veya TEİAŞ tarafından belirlenen gerilim ayar değerlerinin üstüne çıkması durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının düşürülmesini,
l) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Enerji açığı: Piyasa katılımcılarının uzlaştırma dönemi bazında vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ikili anlaşmalar kapsamında gerçekleştirdikleri alışları, yük atma teklifleri, ithalat ve sisteme verdikleri enerji uzlaştırmasına esas elektrik enerjisi miktarlarının toplamının, vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ikili anlaşmalar kapsamında gerçekleştirdikleri satışları, yük alma teklifleri, ihracat ve sistemden çektikleri enerji uzlaştırmasına esas elektrik enerjisi miktarlarının toplamından eksik olması durumunu,
m) Enerji dengesizliği: Bir piyasa katılımcısının bir uzlaştırma dönemi için hesaplanan enerji açık veya enerji fazlasını,
n) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Elektrik depolama tesisi: Elektrik enerjisini depolayabilen ve depolanan enerjiyi sisteme verebilen tesisi,
o) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Enerji fazlası: Piyasa katılımcılarının uzlaştırma dönemi bazında vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ikili anlaşmalar kapsamında gerçekleştirdikleri alışları, yük atma teklifleri, ithalat ve sisteme verdikleri enerji uzlaştırmasına esas elektrik enerjisi miktarlarının toplamının, vadeli elektrik piyasası, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ikili anlaşmalar kapsamında gerçekleştirdikleri satışları, yük alma teklifleri, ihracat ve sistemden çektikleri enerji uzlaştırmasına esas elektrik enerjisi miktarlarının toplamından fazla olması durumunu,
ö) Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi (EPİAŞ): Almış olduğu piyasa işletim lisansı kapsamındaki organize toptan elektrik piyasalarına ait işlemleri yürüten piyasa işletmecisini,
p) Enerji uzlaştırması: Dengeleme mekanizmasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,
r) Fatura dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’de biten süreyi,
s) Frekans: Sistemdeki alternatif akımın Hertz olarak ifade edilen bir saniyedeki devir sayısını,
ş) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol, dengeleme güç piyasası ve acil durum önlemleri vasıtasıyla yürütülen faaliyetleri,
t) Gerilim regülatörü: Jeneratörlerin çıkış gerilimini ayarlayan teçhizatı,
u) Gün içi piyasası: Gün içi piyasası kapı kapanış zamanına kadar elektrik enerjisi ticaretinin yapıldığı organize toptan elektrik piyasasını,
ü) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve EPİAŞ tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
v) İkili anlaşmalar: Gerçek veya tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
y) İletim sistem işletmecisi: Sistem işletmecisini,
z) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
aa) İşletme yedeği: Sistem frekansı sapmalarının düzeltilmesine ve sistem kararlılığının sağlanmasına katkıda bulunmak için devredeki ünitelerden alınabilen ek üretim kapasitesi ve/veya devrede olmayıp kısa sürede devreye alınabilen üniteler ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan yedekleri,
bb) (Mülga:RG-27/1/2021-31377)
cc) Kanun: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
çç) Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir yan hizmet biriminin sistem işletmecisine bildirilen üretim ya da tüketim değerlerini,
dd) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ee) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ff) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı dengelenmesinden ve elektrik enterkonnekte iletim sisteminin işletiminden sorumlu olan merkez birimini,
gg) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen vadeli elektrik piyasaları, gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve TEİAŞ tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
ğğ) Otomatik üretim kontrol (AGC) sistemi/arabirimi: Üretim tesislerinin aktif güç çıkışının, merkezi bir sistem tarafından otomatik olarak gönderilen sinyaller vasıtasıyla arttırılması ve düşürülmesini sağlayan teçhizatı,
hh) Oturan sistemin toparlanması: İletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri vasıtasıyla iletim sisteminin enerjilendirilmesi, müşterilere elektrik enerjisi verilmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınması,
ıı) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Ödeme bildirimleri: Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere yapılacak ödemelere ve uygulanacak yerine getirmeme bedellerine ilişkin detaylı bilgileri içeren, bu kapsamda hazırlanacak faturalara temel teşkil eden ve ilgili tüzel kişilere yapılan bildirimleri,
ii) Örnekleme: Bir ana kitleden tesadüfi olarak seçilmiş ve ana kitleden daha az sayıda birim içeren bir örneği incelemek suretiyle ana kitle hakkında genel yargılara varma işlemini,
jj) Performans testleri: Üretim ve tüketim tesislerinin Elektrik Şebeke Yönetmeliği hükümlerine uygun olarak yan hizmet sağlama kapasitelerinin tespiti amacıyla uygulanan testleri,
kk) (Mülga:RG-27/1/2021-31377)
ll) Piyasa katılımcısı: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri,
mm) Primer frekans kontrolü: Sistem frekansının düşmesine veya yükselmesine tepki olarak yan hizmet biriminin aktif çıkış gücünün otomatik artırılması veya düşürülmesi yoluyla sistem frekansının yeni bir denge noktasına getirilmesini,
nn) Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi: Elektrik Şebeke Yönetmeliği kapsamında gerçekleştirilen performans testleri neticesinde belirlenen ve primer frekans kontrol süreci tedarik anlaşmalarında yer alan, sistem frekansında ±200 mHz’lik frekans sapması oluşması durumunda ilgili yan hizmet birimi tarafından etkinleştirilmesi gereken rezerv miktarının tamamını,
oo) Primer frekans kontrol rezerv miktarı: Yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler adına kayıtlı üretim tesislerinin sistem frekansında meydana gelen sapmalar doğrultusunda, primer frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
öö) Primer frekans kontrol tepkisi: Sistem frekansının yükselmesi veya düşmesi durumunda Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan primer frekans kontrol hizmeti kapsamında yan hizmet biriminin aktif çıkış gücünün otomatik olarak artırılması veya azaltılmasını,
pp) Primer frekans kontrol yedeği: İşletme yedeğinin, sistem frekansını normal işletme değerlerinde tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
rr) Reaktif güç kontrolü: Ünitelerin jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesi,
ss) Sekonder frekans kontrol modülü: YHPYS’nin sekonder frekans kontrolü hizmetine ilişkin yazılım bileşenlerini,
şş) Sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesi: Elektrik Şebeke Yönetmeliği kapsamında gerçekleştirilen performans testleri neticesinde belirlenen ve katılım anlaşmalarında yer alan, otomatik üretim kontrolü sisteminden gönderilen sinyaller sonucunda ilgili yan hizmet birimi tarafından, asgari ve azami limitler dahilinde etkinleştirilmesi gereken aktif çıkış gücü miktarının yarısını,
tt) Sekonder frekans kontrol rezerv miktarı: Yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler adına kayıtlı yan hizmet birimlerinin primer frekans kontrol rezerv miktarı olarak ayırdığı kapasite hariç olmak üzere, sekonder frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
uu) Sekonder frekans kontrol tepkisi: Sistem frekansının yükselmesi veya düşmesi durumunda sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında yan hizmet birimi aktif çıkış gücünün otomatik üretim kontrol sisteminden gönderilen sinyaller vasıtasıyla otomatik olarak artırılması veya azaltılmasını,
üü) Sekonder frekans kontrolü: Elektrik Şebeke Yönetmeliği kapsamında bu hizmete katılan yan hizmet birimlerinin aktif güç çıkışının, MYTM’den otomatik olarak gönderilen sinyaller ile artırılarak veya düşürülerek sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan değerine getirilmesini,
vv) Sekonder frekans kontrol yedeği: İşletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, otomatik üretim kontrol sistemi vasıtasıyla kullanılan ve bu işlemler için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
yy) Senkron kompanzasyon: Sistemdeki güç faktörünü istenilen seviyede tutmak için çalışır durumda olan senkron makinaların ikaz akımlarını ayarlayarak reaktif güç üretilmesi veya tüketilmesini,
zz) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,
aaa) Sistem işletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
bbb) Sistemin oturması: Elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı enerjisiz kalmasını,
ccc) Talep: Tüketilecek aktif ve reaktif güç miktarını,
ççç) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ddd) Teklif tavan fiyatı: Anlık talep kontrol hizmetinin tedarik edilmesi için düzenlenen ihalelerde teklif edilebilecek en yüksek birim bedeli belirleyen fiyat limitini,
eee) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, depolanması iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,
fff) (Mülga:RG-27/1/2021-31377)
ggg) Toparlanma yeteneği: Sistem oturması durumunda bir üretim tesisinin TEİAŞ’ın talimatı doğrultusunda, harici besleme olmaksızın kendi imkanları ile devreye girmesini ve sistemin bir bölümünü enerjilendirebilmesini,
ğğğ) TÜRKAK: Türk Akreditasyon Kurumunu,
hhh) Uzlaştırma dönemi: Bir fatura dönemi içerisindeki her bir saati,
ııı) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralleri için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
iii) Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
jjj) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi: Üretim ve OSB üretim lisansı sahibi tüzel kişileri,
kkk) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
lll) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmetler: Bu Yönetmelik uyarınca iletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanacak olan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere bu Yönetmelik ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
mmm) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmet anlaşmaları: İletim ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri, dağıtım şirketleri, elektrik depolama tesisleri veya tüketiciler tarafından Elektrik Şebeke Yönetmeliği uyarınca TEİAŞ’a sağlanacak yan hizmetleri, yan hizmet bedellerini, koşullarını ve hükümlerini belirleyen anlaşmaları,
nnn) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmet birimi: Yan hizmet tedariğinde bulunmak üzere YHPYS’ye kayıt edilecek olan bir üretim, tüketim veya elektrik depolama tesisini ya da üretim, tüketim veya elektrik depolama tesisinin bir bölümünü,
ooo) Yan hizmet sertifikaları: Yetkilendirilmiş bağımsız firmalar tarafından verilen ve yan hizmet sağlayan tesislerin Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak hizmet verebileceklerini belgeleyen dokümanları,
ööö) Yan hizmetlerin izlenmesi: Yan hizmet anlaşmaları kapsamındaki taahhütlerin kontrol edilmesi amacıyla tesislere ve/veya ilgili teçhizata ilişkin verilerin takip edilmesi, gözlenmesi ve incelenmesine ilişkin faaliyetleri,
ppp) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmetler piyasası katılımcısı: Dengeleme güç piyasasına katılmak üzere tüzel kişilik kayıt işlemlerini tamamlamış olan üretim veya OSB üretim lisansı sahibi tüzel kişileri ve bu Yönetmelik kapsamında tanımlanan yan hizmetlerin tedarik sürecinde yer almak üzere sistem işletmecisine başvurarak tüzel kişi kaydını tamamlayan elektrik depolama tesisi sahibi veya işletmecisi olan tüzel kişiler ile tüketim tesisi sahibi tüzel kişileri,
rrr) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan Hizmet Piyasa Yönetim Sistemi (YHPYS): Yan hizmetler piyasasına ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla kullanılan internet tabanlı uygulamaları,
sss) Yan hizmetler uzlaştırması: Yan hizmet tedarik eden yan hizmet piyasa katılımcılarının bu hizmetin yerine getirilmesi esnasında doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,
şşş) Yük alma: Bir dengeleme biriminin MYTM tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,
ttt) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına MYTM tarafından yapılan bildirimleri,
uuu) Yük alma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak için talep ettikleri birim fiyatları,
üüü) Yük alma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artış ya da tüketim azaltma miktarlarını,
vvv) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
yyy) Yük atma: Bir dengeleme biriminin MYTM tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,
zzz) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına MYTM tarafından yapılan bildirimleri,
aaaa) Yük atma teklif fiyatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak için talep ettikleri birim fiyatları,
bbbb) Yük atma teklif miktarı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,
cccc) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
çççç) Yüklenme hızı: Üretim tesisinin birim zamanda gerçekleştirebileceği çıkış gücü değişimini
dddd) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Acil durum: Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,
eeee) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Can suyu ünitesi: Rezervuarlı ve regülatörlü hidrolik santrallere özgü olmak üzere, dere yatağına bırakılması gereken can suyundan elektrik enerjisi elde edilmesi amacıyla kurulan, kurulum amacı nedeniyle belirli bir debide çalışmak zorunda olan ve işlevi gereği çıkış gücünü değiştiremeyecek olan üniteyi,
ffff) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Emre amade kapasite (EAK): Bir uzlaştırmaya esas veriş çekiş biriminin mevcut koşullarında acil durumlar da dahil olmak üzere teknik olarak sisteme verebileceği maksimum güç miktarını,
gggg) (Ek:RG-27/1/2021-31377) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
ğğğğ) (Ek:RG-27/1/2021-31377) MAXC: Sekonder frekans kontrol hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin otomatik üretim kontrol programında yer alan çalışma üst limit değerini,
hhhh) (Ek:RG-27/1/2021-31377) MINC: Sekonder frekans kontrol hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin otomatik üretim kontrol programında yer alan çalışma alt limit değerini,
ıııı) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Minimum kararlı üretim düzeyi (MKÜD): Bir uzlaştırmaya esas veriş çekiş biriminin sürekli olarak çalışabileceği asgari aktif güç seviyesini,
iiii) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Teklif dönemi: Yan hizmetlerin tedarik süreçlerinde, sistem işletmecisi tarafından duyuruya çıkılan ihale ilanında belirtilen, hizmet alımına konu dönemi,
jjjj) (Ek:RG-27/1/2021-31377) (Mülga: RG-17/12/2024-32755)
kkkk) (Ek:RG-27/1/2021-31377) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Talep tarafı katılımı hizmeti: Sistem işletmecisinin bu Yönetmelik kapsamında talimatı doğrultusunda, toplayıcılar vasıtasıyla toplayıcıların portföyünde yer alarak hizmete katılan tüketim tesislerinin, tüketim miktarının düşürülmesi suretiyle verilen hizmeti,
llll) (Ek:RG-27/1/2021-31377) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Talep tarafı katılımı hizmeti test raporu: Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin tedarik sürecine katılmak isteyen toplayıcıların gerekli kontrol, ölçme, izleme, doğrulama ve hizmeti sağlamak için gerekli iletişim altyapılarına sahip olunduğunun tespit edilmesi halinde ilgili toplayıcı için sistem işletmecisi tarafından düzenlenen belgeyi,
mmmm) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmetler piyasası: Bu Yönetmelikte tanımlanmış olan yan hizmetlerin tedarik edildiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize elektrik piyasasını,
nnnn) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Yükümlülüğün özel emir yoluyla transferi: Bu Yönetmelik kapsamında tanımlanmış olan frekans kontrolü hizmetlerinin tedarik süreci sonucunda seçilmiş olan yan hizmet piyasası katılımcıları tarafından; üstlenmiş oldukları rezerv yükümlülüklerinin, transfer platformu üzerinden, transfer eden ve transfer alan olmak üzere tarafları belirli olacak şekilde özel anlaşma yoluyla devredilmesini,
oooo) (Ek:RG-27/1/2021-31377) Yükümlülük transfer platformu: Sistem işletmecisi tarafından YHPYS kapsamında işletilen ve frekans kontrolü hizmetine katılan piyasa katılımcılarının bu Yönetmelikte belirtilen sınırlar dahilinde yükümlülüklerini devredebilmelerini sağlayan internet tabanlı arayüzü,
öööö) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Sınırlı frekans hassasiyeti düşük frekans modu: Sınırlı frekans hassasiyet modlarında çalışan üretim tesislerine ait ünitelerin, nominal aktif güçlerinin altında çalıştıkları süreçte, sistem frekansının 49,8 Hz’nin altına düşmesi durumunda, aktif çıkış güçlerini artırarak sistem frekansının dengelenmesi yönünde çalışmasını,
pppp) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Sınırlı frekans hassasiyeti yüksek frekans modu: Sınırlı frekans hassasiyet modlarında çalışan üretim tesislerine ait ünitelerin, minimum kararlı üretim düzeyi üzerinde çalıştıkları süreçte, sistem frekansının 50,2 Hz’nin üzerine çıkması durumunda aktif çıkış güçlerini azaltarak sistem frekansının dengelenmesi yönünde çalışmasını,
rrrr) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Kritik ay: TEİAŞ tarafından, talep tarafı katılımı hizmeti tedarik şartnamesinde belirlenen ve söz konusu hizmete katılan toplayıcılara talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında tüketim düşürme talimatı verilebilecek ayları,
ssss) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Kritik gün: TEİAŞ tarafından talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında, kritik aylar içerisinde bir gün önceden toplayıcılara tüketimi düşürme talimatı verilecek gün olarak ilan edilen günleri,
şşşş) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Kritik saat: TEİAŞ tarafından, talep tarafı katılımı hizmeti tedarik şartnamesinde belirlenen ve söz konusu hizmete katılan toplayıcılara söz konusu hizmet kapsamında gün içerisinde tüketim düşürme talimatı verilebilecek saatleri,
tttt) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Temel tüketim değeri: Talep tarafı katılımı hizmetine katılan toplayıcıların, yan hizmet anlaşmalarına kaydettirdiği her bir tüketim tesisi için bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve TEİAŞ’a gün öncesinde bildirdiği tüketim değerlerinin toplanması sonucu elde edilen tüketim değerini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Yan Hizmetlerin Tedarik Edilmesine İlişkin Genel Esaslar ve Kayıt Kuralları
Yan hizmetler ve yan hizmetlerin tedarik edilmesi
MADDE 5 – (1) Yan hizmetler, sistemin işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde sistem işletmecisi tarafından kullanılan ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan hizmetlerden meydana gelir.
(2) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmetlerin tedarik edilmesi; sistem işletmecisi tarafından ihtiyaç duyulan yan hizmetlerin hizmeti sağlayabilecek yan hizmet piyasa katılımcısı niteliğini haiz tüzel kişilerce TEİAŞ’a sunulması, TEİAŞ tarafından hizmetin alınacağı tesis ve/veya tüzel kişilerin tespit edilmesi, gerektiğinde yan hizmet anlaşmalarının imzalanması ve bu işlemler sonucu doğan alacak ve borç işlemlerinin yürütülmesine ilişkin TEİAŞ tarafından yürütülen faaliyetleri ve bu faaliyetler için gerekli idari işlemleri içerir.
Yan hizmetlerin tedarik edilmesine ilişkin genel esaslar
MADDE 6 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) TEİAŞ, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan arz kalitesi ve işletme koşullarına ilişkin kriterler doğrultusunda, iletim sisteminin işletimini sağlayacak yan hizmetleri; teknik gereklilikler, iletim sistemi kısıtlarını ve bölgesel gereklilikleri de dikkate alarak, sistemin işletme güvenliğini ve sistem bütünlüğünü sağlayacak, yan hizmetlerin tedarik edilmesine ilişkin maliyetleri en aza indirecek ve eşit taraflar arasında ayrım gözetmeyecek şekilde tedarik eder.
Tarafların görevleri, yetkileri ve sorumlulukları
MADDE 7 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) TEİAŞ, yan hizmetlerin tedarik edilmesine ilişkin yetki ve sorumlulukları çerçevesinde aşağıdaki görevleri yürütür:
a) Sistemin işletme güvenliği ve bütünlüğü korunarak, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan arz kalitesi ve işletme koşulları doğrultusunda işletilmesini sağlayacak yan hizmet ihtiyaçlarının tespit edilmesi.
b) İhtiyacı belirlenen yan hizmetlerin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tedarik edilmesi için gerekli görevlerin yerine getirilmesi.
c) Yan hizmet sağlayacak tesislerin performans testlerine gözetim ve denetim amacıyla katılım sağlanması.
ç) Tüzel kişilerce sunulan yan hizmetlerin TEİAŞ tarafından bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda izlenmesi.
d) Tüzel kişilerce sunulan yan hizmetlere ilişkin borç miktarlarının hesaplanması ve ödemesinin gerçekleştirilmesi.
e) Yan hizmet sunma yükümlülüğüne sahip olup bu yükümlülüğü yerine getirmeyen tüzel kişilere bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde gerekli yaptırımların uygulanması ve durumun Kuruma raporlanmasının sağlanması.
f) Tedarik edilen yan hizmetlere ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması.
(2) İlgili mevzuat ve/veya TEİAŞ ile yapmış olduğu yan hizmet anlaşması uyarınca yan hizmet sağlama yükümlülüğüne sahip olan tüzel kişiler, yan hizmetlerin tedarik edilmesine ilişkin aşağıdaki görevleri yürütür:
a) Yan hizmetlerin ilgili mevzuat hükümleri ve yan hizmet anlaşmaları gereğince yerine getirilmesi.
b) Sekonder frekans kontrol hizmeti hariç olmak üzere sunulacak yan hizmete ilişkin performans testlerinin yetkilendirilmiş bağımsız firmalar aracılığıyla, sekonder frekans kontrol performans testlerinin ise TEİAŞ’ın ilgili birimi tarafından gerçekleştirilmesinin sağlanması.
c) Yan hizmetlerin izlenmesine ilişkin gerekli teçhizatın temin edilerek işler hale getirilmesi.
ç) Yan hizmetlerin sunulmasına ilişkin TEİAŞ tarafından talep edilecek veri, bilgi ve belgelerin sağlanması.
d) Yan hizmet sunmaya ilişkin yükümlülüklerin yerine getirilmemesi durumunda kesilen yerine getirmeme bedellerinin zamanında ve eksiksiz ödenmesi.
Yan hizmetler belgelendirme esasları
MADDE 8 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Yan hizmet anlaşmaları kapsamında veya tedarik süreci neticesinde yan hizmet sağlamak üzere yükümlülük üstlenen veya bu hizmeti yükümlenen tüzel kişiden transfer yoluyla devralan veya bu hizmeti sunmak isteyen tüzel kişiler talep tarafı katılımı hizmeti, sekonder frekans kontrol hizmeti ve bölgesel kapasite kiralama hizmeti hariç olmak üzere diğer yan hizmetleri sağlayacakları tesislerinin ilgili yan hizmeti sağlama niteliğine sahip olduğunu TEİAŞ’a sunulacak bir sertifika aracılığıyla belgelendirirler. Tüzel kişiler, sekonder frekans kontrol hizmetini sağlayacağı tesislerinin bu hizmeti sağlama niteliğine sahip olduğunu, TEİAŞ’ın ilgili birimi tarafından gerçekleştirilecek performans testleri neticesinde TEİAŞ tarafından onaylanan standart sekonder frekans kontrol performans test raporu ile belgelendirirler. Talep tarafı katılımı hizmetine katılmak isteyen toplayıcılar, hizmeti sağlama niteliğine sahip olduklarını, TEİAŞ tarafından verilecek talep tarafı katılımı test raporu ile belgelendirirler.
(2) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler, devrede olan yan hizmet birimleri için hazırlanmış olan yan hizmet sertifikalarını, sekonder frekans kontrol performans test raporunu, talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin olarak talep tarafı katılımı test raporunu ilgili yan hizmeti sunmaya başlamadan önce, ilgili yan hizmet için bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik sürecinde belirtilen aşamada veya yan hizmet anlaşmasında yer alan şartlar dahilinde TEİAŞ’a sunar.
(3) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) TEİAŞ’ın yaptığı izleme ya da kontroller neticesinde yan hizmet sunan bir tesisin veya toplayıcının ilgili hizmeti yan hizmetler anlaşmasında belirtilen esaslar çerçevesinde sağlamadığının tespit edilmesi durumunda, TEİAŞ ilgili tesisin veya toplayıcının yan hizmet sertifikasının, sekonder frekans kontrol performans test raporunun veya talep tarafı katılımı test raporunun yenilenmesini talep edebilir. TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, tüzel kişinin ilgili yan hizmeti sunmaya ilişkin sertifikasını, sekonder frekans kontrol performans test raporunu veya talep tarafı katılımı test raporunun yenilenmesi zorunludur. TEİAŞ’ın talep tarafı katılımı test raporu veya sekonder frekans kontrol performans test raporuna ilişkin yan hizmet sertifikasının yenilenmesi talebinden itibaren ilgili test raporu veya sertifika geçersiz sayılır ve söz konusu tesisten ilgili yan hizmet alınmaz. Zorunlu yan hizmetlere katılan tesisler bu süre içerisinde ilgili hizmetlere katılmakla yükümlü olup, bu hizmetlere ilişkin yenilenmiş test sertifikalarını 60 gün içerisinde TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdür.
(4) Yan hizmet sağlayan tüzel kişiler, yan hizmet sertifikasının ve/veya sekonder frekans kontrol performans test raporunun geçerlilik süresi dolmadan yan hizmet performans testlerinin güncellenmesini talep edebilirler. Bu durumda güncellenen performans testlerinin sonucunda elde edilen ünite parametreleri ile diğer yan hizmet testlerinin sonucunda elde edilen ünite parametrelerinin uyumlu olması zorunludur. Aksi takdirde TEİAŞ, ilgili tesisin diğer yan hizmetlere ilişkin sertifikalarının ve/veya sekonder frekans kontrol performans test raporunun yenilenmesini talep edebilir.
(5) Yan hizmet sertifikaları ve sekonder frekans kontrol performans test raporu Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan performans testlerine dayandırılır. Yan hizmet sağlayacak söz konusu yan hizmet birimine ilişkin performans testleri sonucunda belirlenen hizmet parametreleri ilgili yan hizmet sertifikasında veya sekonder frekans kontrol performans test raporunda belirtilir.
(6) Yan hizmet sertifikaları TÜRKAK veya TÜRKAK ile karşılıklı tanıma anlaşması bulunan akreditasyon kurumları tarafından yan hizmetler performans testleri yapmak üzere uygunluk belgesi almış, TS EN ISO IEC 17020 standardına göre A Tipi muayene kuruluşu olarak akredite edilmiş firmalar tarafından verilir. Muayene kuruluşları tarafından sertifika verilen üretim veya elektrik depolama tesisleri ve bu tesislere ait sertifikada yer alan teknik özellikleri de içeren bilgiler söz konusu muayene kuruluşu tarafından sertifikanın verilmesini takiben 30 gün içerisinde TEİAŞ’a da bildirilir.
(7) Yan hizmet sağlayacak olan bir tüzel kişinin, ilgili yan hizmete ilişkin performans testlerini akredite edilmiş firmalar aracılığıyla ve sekonder frekans kontrol hizmetine ilişkin sekonder frekans kontrol performans testini TEİAŞ’ın ilgili birimi aracılığıyla gerçekleştirmesi ve ilgili yan hizmet sertifikasının ve/veya sekonder frekans kontrol performans test raporunun TEİAŞ’a sunulması ilgili tüzel kişinin sorumluluğundadır. İlgili yan hizmete ilişkin performans testleri TEİAŞ’ın gözetiminde gerçekleştirilir.
(8) (Ek: RG-17/12/2024-32755) 1/1/2025 tarihinden sonra elektrik üretim lisansı almış üretim tesisleri, sınırlı frekans hassasiyet modu hizmeti testini yapmakla yükümlüdür.
Yan hizmetlerin izlenmesi, kontrolü ve incelenmesi
MADDE 9 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) TEİAŞ, Elektrik Şebeke Yönetmeliği gereği, sağlanan yan hizmetleri izlemek ve kontrol etmekle yükümlüdür. Tüzel kişilerce sunulan yan hizmetlerin izlenmesi ve kontrolü, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen teknik gereklilikler doğrultusunda ve bu Yönetmelik ile belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ tarafından gerçekleştirilir.
(2) Yan hizmet sağlayacak tesislerin ilgili hizmet için Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanmış özellikleri sağlayacak şekilde izlenebilir olmaları zorunludur. Yan hizmet sunan tüzel kişiler, TEİAŞ’ın izleme sistemi ile veri alışverişi gerçekleştirmek üzere bağlantı kurulması için gerekli yazılım ve donanımı sağlamakla yükümlüdürler.
Yan hizmet piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt başvurusu
MADDE 10 – (1) Üretim veya OSB üretim lisansı alan tüzel kişilerden dengeleme güç piyasasına katılmak üzere tüzel kişilik kayıt işlemlerini tamamlaması yan hizmet piyasa katılımcısı olmak üzere yeterli kabul edilir.
(2) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Elektrik depolama tesisi sahibi ve/veya işletmecisi olan tüzel kişiler ile tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler üçüncü fıkrada sayılan belgeler ile sistem işletmecisine başvurmak suretiyle yan hizmet piyasa katılımcısı kaydını yaptırabilirler.
(3) İkinci fıkrada belirtilen tüzel kişiler, tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere YHPYS’ye girdikten sonra;
a) Tüzel kişilik kayıt formunu,
b) (Değişik:RG-1/4/2021-31441) Belgelerde imzası bulunan kişilerin yetki belgeleri ve sicil tasdiknamesini veya vekâletnameyi,
c) Tüzel kişiliğin kuruluşunu belgeleyen ticaret sicil gazetesi fotokopisini,
ç) Merkezi uzlaştırma bankası-yan hizmet piyasası katılımcı anlaşması imzaladıklarına dair belgeyi
bir ön yazı ile Piyasa İşletmecisine elden teslim ederek tüzel kişilik kaydı başvurusunda bulunur.
(4) Yan hizmet piyasa katılımcılarının, onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerini YHPYS’ye girmeleri zorunludur. YHPYS’de onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgileri bulunmayan piyasa katılımcılarının kayıt müracaatları işleme konmaz ve bu durum ilgili yan hizmet piyasa katılımcısına yazılı olarak bildirilir. Kayıt süreci, piyasa katılımcılarının YHPYS’ye onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerinin girilmesini müteakip başlar.
Yan hizmet birimleri ve kayıt kuralları
MADDE 11 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmetler tedariğine katılacak yan hizmetler piyasa katılımcıları tüzel kişilik kaydını müteakip bu maksatla kullanacakları yan hizmet birimlerini tanımlamak ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.
(2) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) İlgili mevzuat hükümleri doğrultusunda tesis edilmiş sayaçlar veya TEİAŞ tarafından uygun görülmüş diğer vasıtalarla uzlaştırma dönemi bazında bağımsız olarak ölçülebilen aşağıdakilerden her biri bir yan hizmet birimi olarak kayıt olma hakkına sahiptir:
a) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uyarınca dengeleme birimi olarak kaydı yapılmış, lisanslı toplam kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olan, tedarik süreci katılım anlaşmalarında belirtilen asgari PFK ve/veya SFK rezerv miktarını sağlayabilen ve iletim sistemine bağlı olan üretim tesisleri veya bu üretim tesislerine ait dengeleme birimi olmayan can suyu üniteleri hariç olmak üzere üniteler.
b) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Elektrik tüketimi ihale ilanında belirtilen seviyenin üzerinde olan ve anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak devreden çıkarılabilecek nitelikte olup katılımı sistem işletmecisi tarafından uygun bulunan tüketim tesisleri.
c) Elektrik depolama tesisleri.
ç) (Ek: RG-17/12/2024-32755) Toplayıcı portföyünde yer alan üretim ve/veya tüketim tesisleri.
(3) Birinci ve ikinci fıkralarda belirtilen her bir yan hizmet birimi, sadece bir yan hizmet piyasa katılımcısının yan hizmet uzlaştırma hesabına kayıt edilebilir. Yan hizmet birimlerinin kaydı esnasında bu birimlerin daha önceden tüzel kişilik kaydı tamamlanmış bir yan hizmet piyasa katılımcısı adına kayıt edilmesi şarttır. Aksi halde yan hizmet biriminin kaydı yapılmaz.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Primer Frekans Kontrolü
Primer frekans kontrol hizmeti tedarik esasları
MADDE 12 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Lisanslı üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesislerinden 8 inci madde uyarınca belgelendirilmiş yan hizmet birimleri tarafından sağlanacak primer frekans kontrol yedeği, TEİAŞ tarafından yürütülen ve bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik süreci sonunda doğrudan veya yükümlülüklerin transfer yoluyla devralınması neticesinde ilgili yan hizmet birimleri tarafından sağlanır.
(2) Yan hizmet piyasa katılımcıları, birinci fıkrada belirtilen primer frekans kontrolü için ayırmış oldukları rezervleri dengeleme mekanizması kapsamında başka bir piyasaya teklif edemez veya ikili anlaşmalar yoluyla satamazlar. Primer frekans kontrolü hizmeti kapsamında yükümlülüğü bulunan bir yan hizmet piyasası katılımcısı tarafından, hizmet sağlamak üzere TEİAŞ’a bildirmiş olduğu bir uzlaştırmaya esas veriş çekiş biriminin, emre amade kapasitesi içerisinden ayırmakla yükümlü olduğu primer frekans kontrolü rezervinin, dengeleme güç piyasasına teklif edildiğinin (Ek ibare: RG-17/12/2024-32755) veya bildirimde bulunduğu primer frekans kontrolü rezervi için yeterli kapasite ayırmadığının tespit edilmesi halinde; yükümlülük yerine getirilmemiş kabul edilir ve ilgili yan hizmetler piyasası katılımcısına 30 uncu madde gereği yerine getirmeme bedeli uygulanır.
(3) Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan yan hizmet piyasa katılımcılarına bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda belirlenen kapasite bedeli ödenir. Primer frekans kontrol hizmeti sağlanması nedeniyle ortaya çıkabilecek enerji açık ya da fazlası Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümlerine göre enerji dengesizliği kapsamında değerlendirilir.
Primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci
MADDE 13 – (1) Primer frekans kontrol rezerv miktarının tedarik edileceği süreç aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) TEİAŞ tedarik sürecine ilişkin takvimi açıklar. Tedarik sürecinde belirlenen tedarik dönemleri saatlik ve/veya blok tekliflerden oluşur. Tedarik süreci rezervin sağlanacağı günden bir gün önce saat 10.30’da tamamlanır. Ancak tedarik sürecinin yürütülmesinde aksaklık yaşanması ve tedarik sürecinin saat 10.30’a kadar tamamlanamaması durumunda TEİAŞ bu süreci saat 12.15’e kadar uzatabilir. Tedarik sürecinin saat 12.15’e kadar da tamamlanamaması durumunda benzer bir gün seçilerek tedarik süreci tamamlanır.
b) TEİAŞ tedarik sürecinin kapsayacağı tedarik dönemi için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen primer frekans kontrol yedeğininin minimum ve maksimum değerlerini içeren aralığı Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen esaslar çerçevesinde tespit eder ve açıklanan takvime uygun olarak YHPYS aracılığıyla duyurur TEİAŞ gerek görmesi halinde, ihtiyaç duyulan primer frekans kontrol yedeği miktarını kaynak türü, tepki hızı, tedarik dönemi bazında kısımlara ayırarak her bir kısım için farklı tedarik süreçleri yürütebilir.
c) Yan hizmet uzlaştırma hesabında 8 inci madde uyarınca belgelendirilmiş yan hizmet birimi kaydı olan ve primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşması imzalamış olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler, duyurusu yapılan ilgili tedarik dönemi için primer frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere TEİAŞ tarafından ilgili tedarik dönemine yönelik takvime uygun olarak yayımlanacak duyuru uyarınca yan hizmet birimi bazında teklif verirler.
ç) İlan edilen süreç takvimine uygun olarak TEİAŞ verilen teklifleri fiyat sıralamasını gözeterek tedarik döneminin her bir uzlaştırma dönemi için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen primer frekans kontrol rezerv miktarı kadar teklifi seçer ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunur.
d) Tedarik süreci sonucunda seçilen ve bu yönde bildirimde bulunulan teklif sahibi tüzel kişiler imzalamış oldukları primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmalarına uygun olarak primer frekans kontrol rezervi tedarik hizmetini yerine getirmeyi yükümlenmiş kabul edilir.
e) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) Tedarik süreci sonucunda seçilen ve primer frekans kontrol rezerv tedarik süreci katılım anlaşması imzalamış olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler, yükümlü oldukları rezervi kendi adlarına kayıtlı hangi yan hizmet birimlerinden sağlayacaklarını ve yan hizmet birimi bazında sağlayacakları primer frekans kontrol rezerv miktarını, rezervin sağlanacağı saatten en geç 1 (bir) saat öncesine kadar saatlik bazda sistem işletmecisine YHPYS aracılığıyla bildirir.
f) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) Tedarik süreci sonucunda seçilen tüzel kişiler, ilgili tedarik döneminde yükümlenmiş oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarını emre amade bulundurarak, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan koşullar çerçevesinde primer frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Seçilen tüzel kişilerin, ilgili uzlaştırma dönemi için yükümlenmiş oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlamak üzere bildirimde bulunduğu yan hizmet birimlerinin gerekli çalışma düzeyinde olmaları ve dengeleme güç piyasası kapsamında almış oldukları yük alma (YAL) ve yük atma (YAT) talimatları veya kesinleşmiş günlük üretim programı (KGÜP) değişiklikleri hariç olmak üzere çalışma düzeyini korumaları, söz konusu tüzel kişilerin sorumluluğundadır.
g) Primer frekans kontrol hizmetini sağlamak için teklif vermiş ancak seçilememiş olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerin verdiği tekliflerin, söz konusu teklif sahibi aksini TEİAŞ’a bildirmedikçe hizmetin sağlandığı tedarik dönemi süresince de geçerli olduğu kabul edilir. Bu kapsamdaki tüzel kişilerin de aşağıdaki fıkra uyarınca kendilerine bildirilecek primer frekans kontrol rezervi tedarik hizmetini imzalamış oldukları primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmaları doğrultusunda yükümlenmiş oldukları kabul edilir.
ğ) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) Primer frekans kontrol hizmetinin sağlanacağı ilgili tedarik döneminin herhangi bir uzlaştırma döneminde, tedarik süreci ile belirlenmiş tüzel kişilerden sağlanacak primer frekans kontrol rezervlerinin haricinde ek primer frekans kontrol rezerv miktarı ihtiyacı doğması halinde (g) bendi uyarınca yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerden sağlanacak primer frekans kontrol rezerv tedariği için aşağıdaki adımlar yürütülür:
1) TEİAŞ ilgili tedarik dönemi için yürütülen primer frekans kontrol kapasitesi tedarik sürecinde fiyat sırasına dizilen ve teklifleri (g) bendi uyarınca geçerli olan teklif sahiplerinin primer frekans kontrol rezervi sağlamaya uygun olan yan hizmet birimlerinden, iletim sistemi kısıtlarını dikkate alarak ve mümkün olan en düşük maliyet sağlanacak şekilde ilave primer frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını seçer ve ilgili teklif sahiplerine bildirimde bulunur. Bu şekilde seçilen tüzel kişilerin, ilgili uzlaştırma dönemi için kendilerine bildirimde bulunulan primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlamak üzere, yan hizmet birimlerinin gerekli çalışma düzeyini korumaları ve primer frekans kontrol tepkisi vermeleri ilgili yan hizmet biriminin yan hizmet uzlaştırma hesabında kayıtlı olduğu tüzel kişilerin sorumluluğundadır.
2) İlgili tedarik dönemi için yürütülen primer frekans kontrol kapasitesi tedarik sürecinde fiyat sırasına dizilen ve teklifleri (g) bendi uyarınca geçerli olan teklif sahipleri, teklif edilen primer frekans kontrol rezerv miktarını, bulunduğu çalışma seviyesinin durumuna göre arttırmak ya da azaltmak istemeleri halinde teslim saatinden en geç 2 (iki) saat öncesine kadar miktar güncellemesi yapabilir. Miktarın arttırılması durumunda, artan miktar kadar rezerv kapasitesi, katılımcının mevcut primer rezerv teklif fiyat seviyelerinin en düşük olanı üzerinden arttırılır. Miktarın azaltılması durumunda ise, primer rezerv kapasitesinin teklif fiyat seviyesi en yüksek olanından başlanacak şekilde rezerv miktarı azaltılır. Ek rezerv teklifini güncellemeyen ya da iptal etmemiş olan ve ek rezerv tedarik süreci için geçerli teklifi bulunan bir yan hizmetler piyasası katılımcısı, ilgili saat içerisinde TEİAŞ tarafından ek rezerv tedarik sürecinde seçilme sırası kendisine gelmesine rağmen; adına kayıtlı yan hizmet birimlerinin çalışma seviyesi uygun olmadığından ve/veya yan hizmet birimleri arıza ve benzeri nedenlerle devre dışı olduğundan, kendisinden ek rezerv tedarik edilememesi halinde; söz konusu piyasa katılımcısının ilgili saat için hizmeti yerine getirmediği kabul edilir ve 30 uncu madde uyarınca yaptırım uygulanır.
h) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) Tedarik süreci sonucunda seçilen yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerin sağlamakla yükümlü oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarını kendi adlarına kayıtlı yan hizmet birimlerinden karşılayamayacak olması veya karşılamamayı tercih etmeleri durumunda, ilgili tüzel kişiler 17 nci madde hükümleri çerçevesinde yükümlülüklerini devredebilirler. Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca tedarik edilen ek primer frekans kontrol rezerv yükümlülükleri devredilemez.
ı) Primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci veya 17 nci madde kapsamındaki devir sonucunda yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasa katılımcıları bu yükümlülüğe karşılık gelen miktardaki primer frekans kontrol rezerv miktarı kadar kapasiteyi bildirilen yan hizmet birimi bazında emre amade tutmak ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinin ilgili hükümleri doğrultusunda primer frekans kontrol tepkisi vermek suretiyle primer frekans kontrolüne katılmak zorundadırlar.
(2) Primer frekans kontrol rezervi tedarik sürecine ilişkin tüm işlemler YHPYS üzerinden yürütülür.
(3) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) TEİAŞ tarafından birinci fıkranın (ğ) bendinin (2) numaralı alt bendi uyarınca yürütülen ek rezerv tedarik sürecinden sonra, ek primer frekans kontrol rezerv ihtiyacının tamamının veya bir kısmının tedarik edilememesi durumunda; TEİAŞ ihtiyaç duyulan ek rezerv miktarını Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden ilan ederek, rezervin sağlanacağı saatten en erken 2 (iki) saat önce olmak üzere Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Usul ve Esaslar doğrultusunda platform üzerinden tedarik edebilir.
Primer frekans kontrol rezervi sağlanmasına ilişkin tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 14 – (1) Adlarına kayıtlı bulunan yan hizmet birimlerinden primer frekans kontrol rezervi sağlamaya istekli olan yan hizmet piyasa katılımcısı niteliğini haiz tüzel kişiler, takip eden tedarik dönemi için geçerli olmak üzere üstlenmek istediği primer frekans kontrol rezerv miktarlarına ilişkin tekliflerini 13 üncü maddede belirtilen tedarik sürecine uygun şekilde YHPYS aracılığıyla tüzel kişilik bazında TEİAŞ’a bildirir.
(2) Yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler primer frekans kontrol rezervi olarak tedarik etmek istedikleri miktarlara ilişkin tekliflerini saatlik kapasite bedeli olarak TL/MW cinsinden bildirirler.
(3) Primer frekans kontrol rezervi sağlanmasına ilişkin yürütülecek tedarik süreciyle ilgili teknik gereklilikler ile diğer usul ve esaslar TEİAŞ tarafından tedarik süreci takvimine uygun olarak YHPYS üzerinden duyurulur.
(4) Geçici 1 inci madde kapsamındaki özel anlaşmalar çerçevesinde primer frekans kontrol rezervi sağlama yükümlülüğü bulunan üretim tesisleri TEİAŞ tarafından tedarik süreci öncesinde yayımlanacak hususlara uymak zorundadır.
Primer frekans kontrol rezerv tekliflerinin değerlendirilmesi
MADDE 15 – (1) 13 üncü madde uyarınca yürütülen tedarik sürecinde primer frekans kontrolü rezerv tekliflerinin değerlendirilmesi; iletim sistemi kısıtları, üretim tesislerine ilişkin teknik kısıtlar dikkate alınarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak ve primer frekans kontrol maliyeti en aza indirilecek şekilde tedarik süreci sonucunda oluşan bedel üzerinden YHPYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
Primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmaları
MADDE 16 – (1) Primer frekans kontrol hizmeti tedarik sürecine katılmak isteyen yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler ilk katılmak istedikleri tedarik süreci öncesinde TEİAŞ’a başvurarak primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmasını imzalar.
(2) Primer frekans kontrol hizmeti tedarik sürecine katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren standart anlaşma Sistem İşletmecisi tarafından hazırlanarak Kurum onayına sunulur.
(3) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yan hizmet piyasa katılımcılarının uzlaştırma hesaplarına kayıtlı olan yan hizmet birimlerinin primer frekans kontrol yan hizmeti sertifikalarının içeriğinde bulunan ve primer frekans kontrol performans testleri sonucunda belirlenen MW cinsinden sağlayabilecekleri primer frekans kontrol rezerv kapasiteleri ve bu birimlere ait teknik karakteristikler; ilgili yan hizmet piyasası katılımcılarının TEİAŞ ile olan primer frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmalarına derç edilir.
Primer frekans kontrolü rezerv yükümlülüğü transferi
MADDE 17 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) TEİAŞ tarafından yürütülen tedarik süreci sonucunda seçilen yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler, sağlamakla yükümlü oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını, geçerli primer frekans kontrol yan hizmet sertifikasını haiz ve sertifikasında yer alan teknik parametreler ile uyumlu yan hizmet birimi bulunan başka bir yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiden sağlayabilirler. Yükümlülük transferi, YHPYS kapsamında yer alan Yükümlülük Transfer Platformu aracılığıyla gerçekleştirilir. Yükümlülüğünü devreden yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerin TEİAŞ’a karşı yükümlülükleri, yükümlülüğü devralan tüzel kişilik tarafından yerine getirilir.
(2) (Mülga:RG-27/1/2021-31377)(3)
(3) (Mülga:RG-27/1/2021-31377)(3)
(4) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (g) bendi uyarınca tedarik edilen primer frekans kontrol rezerv yükümlülükleri devredilemez.
(5) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) Yükümlülük transferi işlemlerinin rezervin sağlanacağı saatten en geç 90 (doksan) dakika öncesine kadar tamamlanması gerekir.
(6) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) Primer frekans kontrol rezerv yükümlülüğü devralan tüzel kişi, üstlendiği primer frekans kontrol rezerv yükümlülüğünü tekrar devredebilir.
(7) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) Yükümlülük Transfer Platformuna katılarak yükümlülük transfer işleminde yer alan tüzel kişiler Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Usul ve Esasları kabul etmiş sayılırlar ve bu Usul ve Esaslara uymakla yükümlüdürler.
Primer frekans kontrol kapasite bedelinin belirlenmesi
MADDE 18 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Yürütülen tedarik süreci sonucunda belirlenen en yüksek teklif fiyatı, 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi uyarınca seçilerek bildirimde bulunulan primer frekans kontrol hizmeti sağlayan yan hizmet piyasa katılımcısı tüm tüzel kişilere ödenecek saatlik kapasite bedeli (TL/MW) olarak saptanır.
(2) 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (g) bendi uyarınca seçilerek primer frekans kontrol hizmeti sağlayan yan hizmet piyasa katılımcılarına teklif ettikleri saatlik kapasite bedeli (TL/MW) ödenir.
(3) 13 üncü madde uyarınca primer frekans kontrol rezervi tedariği yapan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere, primer frekans kontrol rezerv miktarını sağladıkları toplam süre ve miktar için belirlenen kapasite bedeli üzerinden 19 uncu madde uyarınca hesaplanan ödeme yapılır.
Primer frekans kontrol hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 19- (1) 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (ç) ve (g) bentleri doğrultusunda primer frekans kontrol rezervi tedarik hizmeti sağlamış olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere bir fatura dönemi için ödenecek primer frekans kontrol rezerv tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) PFKTf,p: 13 üncü madde uyarınca üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin “f” fatura döneminde sağladığı toplam primer frekans kontrol rezerv miktarından dolayı tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b) PRMf,p,y,s: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin “f” fatura döneminin “s” saatinde yükümlü olduğu ve “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanan Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarını (MW),
c) PKBf,s: 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi uyarınca üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde “f” fatura döneminin “s” saati için yan hizmet piyasa katılımcısına uygulanacak olan ve 18 inci madde uyarınca belirlenen saatlik Primer Frekans Kontrol Kapasite Bedeli veya 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (g) bendi kapsamında tedarik edilen ek rezervler için, ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan saatlik Primer Frekans Kontrolü Kapasite Bedelini (TL/MW),
ç) KSp,f,y: 13 üncü madde uyarınca üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı veya 17 nci madde kapsamında yükümlülük transferi suretiyle başka bir tüzel kişilik adına kayıtlı bir “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanan, “f” fatura döneminin “s” saati için 29 uncu madde çerçevesinde sağladığının tespit edilmesi durumunda “1”, diğer durumlarda “0” olarak belirlenen Katılım Katsayısını,
d) m: “f” fatura döneminde yer alan saat sayısını,
e) k: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı olan veya 17 nci madde kapsamında “p” tüzel kişisinden yapılan yükümlülük transferi suretiyle başka bir tüzel kişilik adına kayıtlı bir “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanan yan hizmet birimi sayısını,
ifade eder.
(3) Birinci ve ikinci fıkralarda geçen, primer frekans kontrolüne katılım katsayısı 29 uncu madde uyarınca belirlenir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Sekonder Frekans Kontrolü
Sekonder frekans kontrol hizmeti tedarik esasları
MADDE 20 – (1) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Lisanslı üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesislerinden 8 inci madde uyarınca belgelendirilmiş yan hizmet birimleri tarafından sağlanacak sekonder frekans kontrolü yedeği, bu Yönetmelikte ele alınan usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ tarafından yürütülen bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik süreci sonunda doğrudan veya yükümlülüklerin transfer yoluyla devralınması neticesinde ilgili yan hizmet birimleri tarafından sağlanır.
(2) TEİAŞ tarafından, sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan yan hizmet piyasa katılımcılarına Yönetmelik hükümleri doğrultusunda belirlenen kapasite bedeli ödenir. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlanması nedeniyle ortaya çıkan enerji açık ya da fazlası Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri kapsamında enerji dengesizliği olarak değerlendirilir.
(3) (Ek:RG-27/1/2021-31377) (Değişik: RG-17/12/2024-32755) Yan hizmet piyasa katılımcıları, birinci fıkrada belirtilen sekonder frekans kontrolü için ayırmış oldukları rezervleri dengeleme mekanizması kapsamında başka bir piyasaya teklif edemez veya ikili anlaşmalar yoluyla satamazlar. Sekonder frekans kontrolü hizmeti kapsamında yükümlülüğü bulunan bir uzlaştırmaya esas veriş çekiş biriminin, emre amade kapasitesi içerisinden ayırmakla yükümlü olduğu sekonder frekans kontrolü rezervinin, ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tarafından ayırmakla yükümlü olduğu sekonder frekans kontrolü rezervinin, ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tarafından dengeleme güç piyasasına teklif edildiğinin veya bildirimde bulunduğu sekonder frekans kontrolü rezervi için yeterli kapasite ayırmadığının tespit edilmesi halinde, yükümlülük yerine getirilmemiş kabul edilir ve 31 inci madde gereği yerine getirmeme bedeli uygulanır.
Sekonder frekans kontrol rezervi tedarik süreci
MADDE 21 – (1) Sekonder frekans kontrol rezerv miktarının tedarik edileceği süreç aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) TEİAŞ tedarik sürecine ilişkin takvimi açıklar. Tedarik sürecinde belirlenen tedarik dönemleri saatlik ve/veya blok tekliflerden oluşur. Tedarik süreci rezervin sağlanacağı günden bir gün önce saat 10.30’da tamamlanır. Ancak tedarik sürecinin yürütülmesinde aksaklık yaşanması ve tedarik sürecinin saat 10.30’a kadar tamamlanamaması durumunda TEİAŞ bu süreci saat 12.15’e kadar uzatabilir. Tedarik sürecinin saat 12.15’e kadar da tamamlanamaması durumunda benzer bir gün seçilerek tedarik süreci tamamlanır.
b) TEİAŞ tedarik sürecinin kapsayacağı tedarik dönemi içinde sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen sekonder frekans kontrol yedeğinin minimum ve maksimum değerlerini içeren aralığı Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen esaslar çerçevesinde, uzlaştırma dönemlerine göre tespit eder ve tedarik takvimine uygun olarak yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere YHPYS aracılığıyla duyurur. TEİAŞ gerek görmesi halinde, ihtiyaç duyulan sekonder frekans kontrol yedeği miktarını farklı teknik özelliğe sahip kısımlara ayırarak her bir kısım için farklı tedarik süreçleri yürütebilir.
c) Yan hizmet uzlaştırma hesabında 8 inci madde uyarınca belgelendirilmiş yan hizmet birimi kaydı olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler duyurusu yapılan ilgili tedarik dönemi için sekonder frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere TEİAŞ tarafından ilgili tedarik dönemine yönelik takvime uygun olarak yayımlanacak duyuru uyarınca yan hizmet birimi bazında teklif verirler.
ç) İlan edilen süreç takvimine uygun olarak, TEİAŞ verilen tekliflerin fiyat sıralamasını gözeterek, tedarik döneminin her bir uzlaştırma dönemi için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen sekonder frekans kontrol rezerv miktarı kadar teklifi seçer ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunur.
d) Tedarik süreci sonucunda seçilen ve bu yönde bildirimde bulunulan teklif sahibi tüzel kişiler imzalamış oldukları sekonder frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmalarına uygun olarak sekonder frekans kontrol tedarik hizmetini yerine getirmeyi yükümlenmiş kabul edilir.
e) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) Tedarik süreci sonucunda seçilen yan hizmet birimleri uzlaştırma hesaplarına kayıtlı olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler tedarik döneminde yükümlenmiş oldukları sekonder frekans kontrol rezerv miktarını emre amade bulundurarak Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde yer alan koşullar çerçevesinde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Seçilen yan hizmet birimi sahibi tüzel kişiler hizmetin sağlanacağı saatten 1 (bir) saat öncesine kadar yan hizmet birimlerinden sağlayacakları sekonder rezerv miktarını güncelleyebilirler. Seçilen yan hizmet birimlerinin, ilgili uzlaştırma dönemi yükümlenmiş oldukları rezerv miktarını sağlamak üzere gerekli çalışma düzeyinde olmaları ve dengeleme güç piyasası kapsamında almış olduğu YAL ve YAT talimatları veya KGÜP değişiklikleri hariç olmak üzere çalışma düzeyini korumaları, yan hizmet birimi sahibi tüzel kişilerin sorumluluğundadır.
f) Sekonder frekans kontrol hizmetini sağlamak için teklif vermiş ancak, seçilememiş olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerin verdiği tekliflerin, söz konusu teklif sahibi aksini TEİAŞ’a bildirmedikçe hizmetin sağlandığı tedarik dönemi süresince de geçerli olduğu kabul edilir. Bu kapsamdaki tüzel kişilerin de aşağıdaki fıkra uyarınca kendilerine bildirilecek sekonder frekans kontrol rezervi tedarik hizmetini imzalamış oldukları sekonder frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmaları doğrultusunda yükümlenmiş oldukları kabul edilir.
g) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) Sekonder frekans kontrol hizmetinin sağlanacağı ilgili tedarik döneminin herhangi bir uzlaştırma döneminde, tedarik süreci ile belirlenmiş yan hizmet birimlerinden sağlanacak sekonder frekans kontrol rezerv miktarları toplamının yetersiz kalması ve/veya ek sekonder frekans kontrol rezerv miktarı ihtiyacı doğması halinde (f) bendi uyarınca çerçeve nitelikteki sekonder frekans kontrol rezervi tedarik anlaşması imzalamış olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerden sağlanacak sekonder frekans kontrol rezerv tedariği için aşağıdaki adımlar yürütülür:
1) TEİAŞ ilgili tedarik dönemi için yürütülen sekonder frekans kontrol kapasitesi tedarik sürecinde fiyat sırasına dizilen ve teklifleri (f) bendi uyarınca geçerli olan teklif sahiplerinin kesinleşmiş gün öncesi üretim programlarını kontrol eder ve çalışma düzeyi sekonder frekans kontrol rezervi sağlamaya uygun olan yan hizmet birimlerinden, iletim sistem kısıtlarını dikkate alarak ilave sekonder frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını seçer ve ilgili teklif sahiplerine bildirimde bulunur. Bu şekilde seçilen yan hizmet birimlerinin, ilgili uzlaştırma dönemi için kendilerine bildirimde bulunulan sekonder frekans kontrol rezerv miktarını sağlamak üzere gerekli çalışma düzeyini korumaları ve sekonder frekans kontrol tepkisi vermeleri ilgili yan hizmet biriminin yan hizmet uzlaştırma hesabında kayıtlı olduğu tüzel kişilerin sorumluluğundadır.
2) İlgili tedarik dönemi için yürütülen sekonder frekans kontrol kapasitesi tedarik sürecinde fiyat sırasına dizilen ve teklifleri (f) bendi uyarınca geçerli olan teklif sahipleri teklif edilen sekonder frekans kontrol rezerv miktarını çalışma seviyesinin durumuna göre arttırmak ya da azaltmak istemeleri halinde teslim saatinden en geç 2 (iki) saat öncesine kadar miktar güncellemesi yapabilir. Miktarın arttırılması durumunda, artan miktar kadarlık rezerv kapasitesi katılımcının mevcut sekonder rezerv teklif fiyat seviyelerinin en düşük olanı üzerinden arttırılır. Miktarın azaltılması durumunda ise sekonder rezerv kapasitesinin teklif fiyat seviyesi en yüksek olanından başlanacak şekilde rezerv miktarı azaltılır. Ek rezerv teklifini güncellemeyen ya da iptal etmemiş olan ve ek rezerv tedarik süreci için geçerli teklifi bulunan bir yan hizmetler piyasası katılımcısı, ilgili saat içerisinde TEİAŞ tarafından ek rezerv tedarik sürecinde seçilme sırası kendisine gelmesine rağmen, yan hizmet biriminin çalışma seviyesi uygun olmadığından ve/veya arıza ve benzeri nedenlerle yan hizmet birimi devre dışı olduğundan ilgili yan hizmetler piyasası katılımcısından ek rezerv tedarik edilememesi halinde, söz konusu piyasa katılımcısının ilgili saat için hizmeti yerine getirmediği kabul edilir ve 31 inci madde uyarınca yaptırım uygulanır.
ğ) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) Tedarik süreci sonucunda seçilen yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerin sağlamakla yükümlü oldukları sekonder frekans kontrol rezerv miktarını kendi adlarına kayıtlı yan hizmet birimlerinden karşılayamayacak olması veya karşılamamayı tercih etmeleri durumunda, ilgili tüzel kişiler 25 inci madde hükümleri çerçevesinde yükümlülüklerini devredebilirler. Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca tedarik edilen ek sekonder frekans kontrol rezerv yükümlülükleri devredilemez.
h) Sekonder frekans kontrol rezervi tedarik süreci veya 25 inci madde kapsamındaki devir sonucunda yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler, bu yükümlülüğe karşılık gelen miktardaki sekonder frekans kontrol rezerv miktarı kadar kapasiteyi yan hizmet birimi bazında emreamade tutmak ve Elektrik Şebeke Yönetmeliğinin ilgili hükümleri doğrultusunda sekonder frekans kontrol tepkisi vermek suretiyle sekonder frekans kontrolüne katılmak zorundadır.
(2) Sekonder frekans kontrol rezervi tedarik sürecine ilişkin tüm işlemler YHPYS üzerinden yürütülür.
(3) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) TEİAŞ tarafından birinci fıkranın (g) bendinin (2) numaralı alt bendi uyarınca yürütülen ek rezerv tedarik sürecinden sonra, ek sekonder frekans kontrol rezerv ihtiyacının tamamının veya bir kısmının tedarik edilememesi durumunda; TEİAŞ ihtiyaç duyulan ek rezerv miktarını Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden ilan ederek, rezervin sağlanacağı saatten en erken 2 (iki) saat önce olmak üzere Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Usul ve Esaslar doğrultusunda platform üzerinden tedarik edebilir.
Sekonder frekans kontrol rezervi sağlanmasına ilişkin tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 22 – (1) Adlarına kayıtlı bulunan yan hizmet birimlerinden sekonder frekans kontrol rezervi sağlamaya istekli olan yan hizmet piyasa katılımcısı niteliğini haiz tüzel kişiler, takip eden tedarik dönemi için geçerli olmak üzere ilgili yan hizmet birimi tarafından gerçekleştirebilecek sekonder frekans kontrol rezerv miktarlarına ilişkin tekliflerini 21 inci maddede belirtilen tedarik sürecine uygun şekilde YHPYS aracılığıyla yan hizmet birimi bazında TEİAŞ’a bildirir.
(2) Yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler sekonder frekans kontrol rezervi olarak tedarik etmek istedikleri miktarlara ilişkin tekliflerini saatlik kapasite bedeli olarak TL/MW cinsinden bildirirler.
(3) Sekonder frekans kontrol rezervi sağlanmasına ilişkin yürütülecek tedarik süreciyle ilgili teknik gereklilikler ile diğer usul ve esaslar TEİAŞ tarafından tedarik süreci takvimine uygun olarak YHPYS üzerinden duyurulur.
(4) Geçici 1 inci madde kapsamındaki özel anlaşmalar çerçevesinde sekonder frekans kontrol rezervi sağlama yükümlülüğü bulunan üretim tesisleri TEİAŞ tarafından tedarik süreci öncesinde yayımlanacak hususlara uymak zorundadır.
Sekonder frekans kontrol rezerv tekliflerinin değerlendirilmesi
MADDE 23 – (1) 21 inci madde uyarınca yürütülen sekonder frekans kontrolü rezerv tekliflerinin değerlendirilmesi; iletim sistemi kısıtları ve üretim tesislerine ilişkin teknik kısıtlar dikkate alınarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak ve sekonder frekans kontrol maliyeti en aza indirilecek şekilde tedarik süreci sonucu oluşan bedel üzerinden YHPYS aracılığıyla gerçekleştirilir.
Sekonder frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmaları
MADDE 24 – (1) Sekonder frekans kontrol hizmeti tedarik sürecine katılmak isteyen yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler ilk katılmak istedikleri tedarik süreci öncesinde TEİAŞ’a başvurarak sekonder frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmasını imzalar.
(2) Sekonder frekans kontrol hizmeti tedarik sürecine katılıma ilişkin yükümlülüklerini içeren standart anlaşma sistem işletmecisi tarafından hazırlanarak Kurum onayına sunulur.
(3) Anlaşma kapsamında yer alacak olan yan hizmet birimleri, uzlaştırma hesaplarına kayıtlı olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında imzalanacak olan sekonder frekans kontrol rezervi tedarik süreci katılım anlaşmalarına, ilgili tüzel kişi adına kayıtlı yan hizmet birimlerinden hangilerini kapsadığı, bu yan hizmet birimlerinden üretim tesislerinin sekonder frekans kontrol performans testleri sonucunda belirlenen MW cinsinden sağlayabilecekleri sekonder frekans kontrol rezerv kapasiteleri ve bu birimlere ait teknik karakteristikler derç edilir.
Sekonder frekans kontrolü rezerv yükümlülüğünün transferi
MADDE 25 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3) TEİAŞ tarafından yürütülen tedarik süreci sonucunda seçilen yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler, sağlamakla yükümlü oldukları sekonder frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını, geçerli sekonder frekans kontrol performans test raporuna göre transfer edilen rezerv miktarını sağlayabilir olduğu belgelenmiş ve test raporunda yer alan teknik parametreler ile uyumlu durumda olan bir yan hizmet birimini haiz başka bir tüzel kişiden veya kendi yan hizmet uzlaştırma hesaplarına kayıtlı farklı bir yan hizmet biriminden sağlayabilirler. Yükümlülük transferi, YHPYS kapsamında yer alan Yükümlülük Transfer Platformu aracılığıyla gerçekleştirilir. Yükümlülüğünü devreden yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerin TEİAŞ’a karşı yükümlülükleri yükümlülüğü devralan tüzel kişilik tarafından yerine getirilir.
(2) (Mülga:RG-27/1/2021-31377)(3)
(3) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) 21 inci maddenin birinci fıkrasının (f) bendi uyarınca tedarik edilen sekonder frekans kontrol rezerv yükümlülükleri devredilemez.
(4) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) Yükümlülük transferi işlemlerinin rezervin sağlanacağı saatten en geç 90 (doksan) dakika öncesine kadar tamamlanması gerekir.
(5) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) Sekonder frekans kontrol rezerv yükümlülüğü devralan tüzel kişi, üstlendiği sekonder frekans kontrol rezerv yükümlülüğünü tekrar devredebilir.
(6) (Ek:RG-27/1/2021-31377)(3) Yükümlülük Transfer Platformuna katılarak yükümlülük transferi işleminde yer alan tüzel kişiler Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Usul ve Esasları kabul etmiş sayılırlar ve bu Usul ve Esaslara uymakla yükümlüdürler.
Sekonder frekans kontrol kapasite bedelinin belirlenmesi
MADDE 26 – (1) Yürütülen tedarik süreci sonucunda belirlenen en yüksek teklif fiyatı, 21 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi uyarınca seçilerek bildirimde bulunulan sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim faaliyeti gösteren tüm tüzel kişilere ödenecek saatlik kapasite bedeli (TL/MW) olarak saptanır.
(2) 21 inci maddenin birinci fıkrasının (f) bendi uyarınca seçilerek sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan yan hizmet piyasa katılımcılarına teklif ettikleri saatlik kapasite bedeli (TL/MW) ödenir.
(3) 21 inci madde uyarınca sekonder frekans kontrol rezervi tedariği yapan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere sekonder frekans kontrol rezerv miktarını sağladıkları toplam süre ve miktar için belirlenen kapasite bedeli üzerinden 27 nci madde uyarınca hesaplanan ödeme yapılır.
Sekonder frekans kontrol hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 27 – (1) 21 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) ve (f) bentleri doğrultusunda, sekonder frekans kontrol rezervi tedarik hizmeti sağlamış olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere bir fatura dönemi için kapasite bedeli olarak ödenecek sekonder frekans kontrol rezerv tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) SFKTf,p: 21 inci madde uyarınca üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin “f” fatura döneminde sağladığı toplam sekonder frekans kontrol rezerv miktarından dolayı tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b) SRMf,p,y,s: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin “f” fatura döneminin “s” saatinde, yükümlü olduğu “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanan Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Miktarını (MW),
c) SKBf,s: 21 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi uyarınca üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde “f” fatura döneminin “s” saati için yan hizmet piyasa katılımcısına uygulanacak olan ve 26 ncı madde uyarınca belirlenen saatlik Sekonder Frekans Kontrol Kapasite Bedelini veya 21 inci maddenin birinci fıkrasının (f) bendi kapsamında tedarik edilen ek rezervler için, ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan saatlik Sekonder Frekans Kontrolü Kapasite Bedelini (TL/MW),
ç) KSp,f,y: 21 inci madde uyarınca üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı veya 25 inci madde kapsamında yükümlülük transferi suretiyle başka bir tüzel kişilik adına kayıtlı bir “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanan, “f” fatura döneminin “s” saati için 29 uncu madde çerçevesinde sağladığının tespiti durumunda “1”, diğer durumlarda “0” olarak belirlenen Katılım Katsayısını,
d) m: “f” fatura döneminde yer alan saat sayısını,
e) k: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı olan veya 25 inci madde kapsamında yükümlülük transferi suretiyle başka bir tüzel kişilik adına kayıtlı bir “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanan yan hizmet birimi sayısını,
ifade eder.
(3) Birinci ve ikinci fıkralarda geçen, sekonder frekans kontrolüne katılım katsayısı 29 uncu madde uyarınca belirlenir.
Sekonder frekans kontrol hizmeti dengesizlik geri ödemesi
MADDE 28 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere seçilmiş olan yan hizmet birimlerinin aynı zamanda dengeleme güç piyasası kapsamında dengeleme birimi olarak kayıtlı olması halinde, bu durumda olan ve aynı zamanda dengeleme güç piyasası katılımcısı olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere sekonder frekans kontrol rezervi tutarına ek olarak, aşağıdaki şekilde hesaplanan dengesizlik geri ödemesi de yapılır.
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) DGÖf,p: “p” yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişinin “f” fatura döneminde sağladığı sekonder frekans kontrol hizmetinden dolayı oluşan enerji dengesizliklerine ilişkin alacak olarak tahakkuk ettirilecek dengesizlik geri ödemesi tutarını (TL),
b) GÖDMf, y, s: “y” yan hizmet biriminin, “f” fatura döneminin “s” saati için sağladığı sekonder frekans kontrol hizmetinden dolayı oluşan enerji dengesizliklerine ilişkin olarak; ilgili yan hizmet piyasası katılımcısına yapılacak dengesizlik geri ödemesi hesabında esas alınacak dengesizlik miktarını (MWh),
c) SMFf,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca hesaplanarak TEİAŞ tarafından duyurulan, “f” fatura döneminin “s” saatine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında hesaplanan saatlik Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),
ç) NPTFf,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca “f” fatura döneminin “s” saatine ilişkin Gün Öncesi Piyasası kapsamında hesaplanan nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
d) NDKs: “s” saatinde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere seçilmiş olan ve aynı zamanda dengeleme birimi niteliğini haiz yan hizmet birimleri için sekonder frekans kontrol hizmeti sağlanmasından dolayı ilgili yan hizmet biriminde oluşan dengesizlik miktarının negatif olması durumunda “1” aksi durumda “0” değerini alan dengesizlik katsayısını,
e) PDKs: “s” saatinde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere seçilmiş olan ve aynı zamanda dengeleme birimi niteliğini haiz yan hizmet birimleri için sekonder frekans kontrol hizmeti sağlanmasından dolayı ilgili yan hizmet biriminde oluşan dengesizlik miktarının pozitif olması durumunda “1” aksi durumda “0” değerini alan dengesizlik katsayısını,
f) m: “f” fatura döneminde yer alan saat sayısını,
g) n: “p” yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişisinin yan hizmet uzlaştırma hesabına kayıtlı olan yan hizmet birim sayısını,
ğ) k: Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların negatif enerji dengesizliği halinde kullanılacak ve Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında belirlenmiş olan katsayıyı,
h) l: Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenerek en az üç ay öncesinden duyurulmak kaydı ile katılımcıların pozitif enerji dengesizliği halinde kullanılacak ve Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında belirlenmiş olan katsayıyı,
ifade eder.
(3) Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere seçilmiş olan ve aynı zamanda dengeleme birimi niteliğini haiz yan hizmet birimleri için yan hizmet uzlaştırma hesabına kayıtlı bulundukları yan hizmet piyasa katılımcısı ve aynı zamanda dengeleme güç piyasası katılımcısı olan tüzel kişilere, PDKs veya NDKs katsayılarının “1” olduğu her durumda, birinci fıkrada belirtilen formül uyarınca hesaplanan dengesizlik geri ödemesi yapılır. 29 uncu madde uyarınca yapılan izleme sonucunda sekonder frekans kontrol hizmetini sağlamadığının tespit edilmesi durumunda dengesizlik geri ödemesi yapılmaz.
(4) Bir fatura dönemi için, aynı zamanda dengeleme birimi niteliğini de haiz her bir yan hizmet biriminin, her bir saatteki enerji dengesizlik miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
a) GÖDMf,y,s: “y” yan hizmet biriminin, “f” fatura döneminin “s” saati için sağladığı sekonder frekans kontrol hizmetinden dolayı oluşan enerji dengesizliklerine ilişkin olarak; ilgili yan hizmet piyasası katılımcısına yapılacak dengesizlik geri ödemesi hesabında esas alınacak dengesizlik miktarını (MWh),
b) DMf,y,s: “y” yan hizmet biriminin, “f” fatura döneminin “s” saati için gerçekleşen dengesizlik miktarını (MWh),
c) Pgeni: Sekonder frekans kontrol hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin brüt üretim noktasında gerçekleştirdiği üretim miktarını (MW),
ç) MAXCi: Sekonder frekans kontrol hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin üst limit değerini,
d) MINCi: Sekonder frekans kontrol hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin alt limit değerini,
e) Rsfky,f,s: “y” yan hizmet biriminin, “f” fatura döneminin “s” saati için yükümlülüğü bulunan sekonder rezerv miktarını,
f) Ksfk,f,s,i: “f” fatura döneminin “s” saati için sekonder rezerv yükümlülüğü bulunan “y” yan hizmet biriminin otomatik üretim kontrol programından iletilen sinyallere karşılık verdiği anlık tepkinin tolerans içinde olması durumunda “1” diğer durumlarda “0” olan katsayıyı,
g) i: “f” fatura döneminin “s” saati için sekonder rezerv yükümlülüğü bulunan “y” yan hizmet birimine Otomatik Üretim Kontrol (AGC) sistemi/arabiriminden 4 (dört) saniyelik periyotlarla iletilen sinyal sayısını,
ifade eder.
(6) Sekonder frekans kontrolü hizmetinden dolayı oluşan dengesizliklerin miktarı TEİAŞ tarafından hesaplanarak dengesizlik geri ödemesinin hesaplanabilmesi için EPİAŞ’a gönderilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Frekans Kontrolünün İzlenmesi ve Kontrolü
Frekans kontrolünün izlenmesi
MADDE 29 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3)
(1) Tedarik süreci sonucunda veya yükümlülüğün devri suretiyle oluşturulan primer ve/veya sekonder frekans kontrol rezervlerinin izlenmesi ve bu hizmetlerin yan hizmet birimlerince sağlanıp sağlanamadığının tespiti amacıyla TEİAŞ aşağıdaki veri ve bilgileri dikkate alır:
a) TEİAŞ’a ait SCADA sisteminden ve/veya TEİAŞ güç kalitesi çözümleme cihazları vasıtasıyla elde edilen veri ve bilgiler.
b) Primer ve/veya sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan yan hizmet birimlerinde bulunan kayıt cihazlarından elde edilen veri ve bilgiler.
c) İlgili yan hizmet piyasa katılımcıları tarafından YHPYS aracılığıyla yapılan bildirimler.
(2) İlgili yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilerce yan hizmet birimlerinin emre amadelik durumlarına ilişkin, kapasite ve minimum kararlı üretim düzeyleri ile YHPYS aracılığıyla TEİAŞ’a yapılan kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı bildirimleri kullanılır. Öncelikli olarak TEİAŞ’a ait SCADA verileriyle birlikte TEİAŞ’ın güç kalitesi çözümleme cihazları vasıtasıyla elde edilen veriler kullanılır. TEİAŞ’a ait SCADA ve/veya TEİAŞ’ın güç kalitesi çözümleme cihazları verilerinin bulunmadığı ve/veya değerlendirme için yetersiz olduğu durumlarda yan hizmet birimi tarafından gönderilen söz konusu tesislerde bulunan kayıt cihazlarından elde edilen veriler kullanılır. Günlük frekans kontrol verilerinin hizmete katılan yan hizmet birimleri tarafından TEİAŞ’a gönderileceğine dair hususlara katılım anlaşmalarında yer verilir.
(3) TEİAŞ’a ait SCADA ve/veya TEİAŞ’ın güç kalitesi çözümleme cihazları vasıtasıyla elde edilen verilerin veya yan hizmet birimlerinden elde edilmesi gereken verilerin olmadığı durumlarda, ilgili yan hizmet birimleri, transfer etmedikleri primer ve/veya sekonder frekans kontrol rezervlerini sağlamamış kabul edilir.
(4) Primer frekans kontrolü hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin izlenmesi saatlik bazda aşağıda belirtilen şekilde gerçekleştirilir:
a) Ek-1’de belirtilen matematiksel model doğrultusunda; yan hizmet birimlerinin sistemde oluşan fiili frekans sapması altında ve 13 üncü madde kapsamında üstlendikleri yükümlülük veya 17 nci madde kapsamındaki yükümlülüklerin transferi suretiyle üstlendikleri primer frekans kontrol rezervi miktarını tuttukları varsayılarak, beklenen aktif çıkış gücü değerleri hesaplanır.
b) Hesaplamalar neticesinde elde edilen aktif çıkış gücü değerlerine primer frekans kontrol hizmetine katılan ünitelerin toplam kurulu gücünün ± %1’i eklenerek tolerans aralığı belirlenir. Birinci ve ikinci fıkralar kapsamında elde edilen yan hizmet birimi aktif çıkış gücü verilerinin bu tolerans aralığı içinde olup olmadığı tespit edilir.
c) UEVÇB aktif çıkış gücü verilerinin tolerans bandının dışında olduğu sürenin, ilgili saatin %10’undan fazla olması durumunda, inceleme yapılan saat için ilgili yan hizmet birimlerinin primer frekans kontrolü hizmetini sağlamadığı kabul edilir.
ç) Primer frekans kontrolü hizmetine katılan bir yan hizmet biriminin ilgili saatin içerisinde dengeleme güç piyasası kapsamında almış olduğu YAL ve YAT talimatları, KGÜP değişiklikleri veya arıza bildirimleri haricinde TEİAŞ’ın SCADA sisteminde yer alan MAXC-MINC değerlerinin değişmesi halinde ilgili saat için primer frekans kontrolü hizmetini sağlamadığı kabul edilir.
(5) Sekonder frekans kontrolü hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin izlenmesi aşağıda belirtilen şekilde gerçekleştirilir:
a) Ek-1’de belirtilen matematiksel model doğrultusunda yan hizmet birimlerinin otomatik üretim kontrol sistemi tarafından gönderilen aktif güç referans değeri dikkate alınarak ve 21 inci madde kapsamında üstlendikleri yükümlülük veya 25 inci madde kapsamındaki yükümlülüklerin transferi suretiyle üstlendikleri sekonder frekans kontrol rezervi miktarını tuttukları varsayılarak beklenen aktif çıkış gücü değerleri hesaplanır.
b) Hesaplamalar neticesinde elde edilen aktif çıkış gücü değerlerine sekonder frekans kontrol rezervinin ±%10’u eklenerek tolerans aralığı belirlenir. Birinci ve ikinci fıkralar kapsamında elde edilen yan hizmet birimi aktif çıkış gücü verilerinin bu tolerans aralığı içinde olup olmadığı tespit edilir.
c) Yan hizmet birimi aktif çıkış gücü verilerinin tolerans bandının dışında olduğu süre göz önünde bulundurularak ilgili saat için ilgili üretim tesisinin sekonder frekans kontrolü izleme sonuçları aşağıdaki hususlar doğrultusunda değerlendirilir:
1) Tolerans bandının dışında olan süre ilgili uzlaştırma döneminin % 10’una eşit veya %10 değerinden daha küçük ise “sağladı” olarak değerlendirilir.
2) Tolerans bandının dışında olan süre ilgili uzlaştırma döneminin % 10’undan büyük ve % 50 değerinden küçük ise “sağlamadı” olarak değerlendirilir.
3) Tolerans bandının dışında olan süre ilgili uzlaştırma döneminin % 50’sine eşit veya % 50 değerinden büyük ise “katılmadı” olarak değerlendirilir.
ç) Ek rezerv talimatı ile TEİAŞ tarafından Sekonder Frekans Kontrolü hizmetine dahil edilen yan hizmet birimleri bu ek rezerv talimatını hizmeti yerine getireceği saat içinde veya hizmetin yerine getirileceği saate 15 dakikadan daha az süre kala almışsa, hizmetin sağlanmaya başladığı dakikadan itibaren saat sonuna kadar kalan süre için % 10’luk tolerans dahilinde hizmeti yerine getirip getirmediğine bakılır. Bu durumda olan santrallere o saat için ödenecek sekonder hizmet bedeli, hizmeti yerine getirdikleri dakikaların toplamının 60’a bölünmesi suretiyle çıkan oran değeri ile çarpılması suretiyle hesaplanır.
d) Sekonder frekans kontrolü hizmetine katılan bir yan hizmet biriminin ilgili saatin içerisinde dengeleme güç piyasası kapsamında almış olduğu yük alma ve yük atma talimatları, KGÜP değişiklikleri veya arıza bildirimleri haricinde TEİAŞ’ın SCADA sisteminde yer alan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) programında kayıtlı MAXC-MINC değerlerinin değişmesi halinde ilgili saat için sekonder frekans kontrolü hizmetini sağlamadığı kabul edilir.
(6) Primer ve sekonder frekans kontrolü hizmetlerine aynı anda katılan üretim tesislerinin izlenmesi aşağıda belirtilen şekilde gerçekleştirilir:
a) Ek-1’de belirtilen matematiksel model doğrultusunda yan hizmet birimlerinin sistemde oluşan fiili frekans sapması altında ve otomatik üretim kontrol sistemi tarafından gönderilen aktif güç referans değeri dikkate alınarak; 13 üncü ve 21 inci maddeler kapsamında üstlendikleri primer ve sekonder frekans kontrol rezervi tedarik yükümlülükleri veya 17 nci ve 25 inci maddeler kapsamındaki yükümlülüklerin transferi suretiyle üstlendikleri primer ve sekonder frekans kontrol rezervi miktarlarını tuttukları varsayılarak beklenen aktif çıkış gücü değerleri hesaplanır.
b) Hesaplamalar neticesinde elde edilen aktif çıkış gücü değerlerine primer ve sekonder frekans kontrol rezervlerinin toplamının ±%10’u eklenerek tolerans aralığı belirlenir. Birinci ve ikinci fıkralar kapsamında elde edilen yan hizmet birimi aktif çıkış gücü verilerinin bu tolerans aralığı içinde olup olmadığı tespit edilir.
c) Yan hizmet birimi aktif çıkış gücü verilerinin tolerans bandının dışında olduğu süre göz önünde bulundurularak ilgili saat için ilgili üretim tesisinin frekans kontrolü izleme sonuçları aşağıdaki hususlar doğrultusunda değerlendirilir:
1) Tolerans bandının dışında olan süre ilgili uzlaştırma döneminin % 10’una eşit veya % 10 değerinden daha küçük ise “sağladı” olarak değerlendirilir.
2) Tolerans bandının dışında olan süre ilgili uzlaştırma döneminin % 10’undan büyük ve % 50 değerinden küçük ise “sağlamadı” olarak değerlendirilir.
3) Tolerans bandının dışında olan süre ilgili uzlaştırma döneminin % 50’sine eşit veya % 50 değerinden büyük ise “katılmadı” olarak değerlendirilir.
ç) Primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü hizmetlerine eşzamanlı olarak katılan bir yan hizmet biriminin, ilgili saatin içerisinde dengeleme güç piyasası kapsamında almış olduğu yük alma ve yük atma talimatları, KGÜP değişiklikleri veya arıza bildirimleri haricinde TEİAŞ’ın SCADA sisteminde yer alan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) programında kayıtlı MAXC-MINC değerlerinin değişmesi halinde ilgili saat için sekonder frekans kontrolü hizmetini sağlamadığı kabul edilir.
(7) Eş zamanlı olarak primer frekans kontrolü (PFK) ve sekonder frekans kontrolü (SFK) hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin, hizmetlerden sadece birisi kapsamında ilgili saatteki yükümlülüğün tamamı için arıza bildiriminde bulunması ve/veya yan hizmet biriminin hizmetlerden yalnızca birine katılımını engelleyen bir durumun hizmetin yerine getirileceği zaman diliminden önce ortaya çıkması durumlarında;
a) Yalnızca SFK hizmeti için katılıma engel bir durumun ortaya çıkması halinde yan hizmet biriminin PFK hizmet yükümlülükleri müstakil olarak devam ettiğinden, PFK hizmetine ilişkin izleme ve kontrol işlemleri dördüncü fıkra çerçevesinde,
b) Yalnızca PFK hizmeti için katılıma engel bir durumun ortaya çıkması halinde yan hizmet birimi SFK hizmet yükümlülükleri müstakil olarak devam ettiğinden, SFK hizmetine ilişkin izleme ve kontrol işlemleri beşinci fıkra çerçevesinde,
gerçekleştirilir.
Primer frekans kontrolüne ilişkin yerine getirmeme bedelleri
MADDE 30 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3)
(1) 13 üncü madde uyarınca üstlenmiş olduğu yükümlülük kapsamında primer frekans kontrol rezervi sağlayan veya 17 nci madde kapsamındaki yükümlülük transferi suretiyle yükümlülük üstlenmiş bir yan hizmetler piyasası katılımcısı tüzel kişiye, üstlenmiş olduğu yükümlülüğünden daha az miktarda bildirimde bulunması halinde bildirilmeyen miktar için, gerçek zamanda bildirdiği rezerv miktarından daha az rezerv ayrılması halinde ise yükümlülüğün tamamı için ihlalin söz konusu olduğu uzlaştırma dönemi kapsamında kapasite bedeli ödenmez. Bununla birlikte, 13 üncü madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş veya 17 nci madde kapsamındaki yükümlülük transferi suretiyle yükümlülük devralmış ve devrede olan bir yan hizmet biriminin, TEİAŞ’tan almış olduğu bir acil durum YAT talimatı sebebiyle devre harici olması veya TEİAŞ’tan almış olduğu bir acil durum YAT talimatı sebebiyle minimum kararlı üretim düzeyinin (MKÜD) altına düşmesi durumları hariç olmak üzere, 29 uncu madde kapsamında yapılan izleme sonucunda primer frekans kontrol hizmetini sağlamadığının tespit edilmesi durumunda, ilgili yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiye, ihlalin söz konusu olduğu uzlaştırma dönemi için kapasite bedeli ödemesi yapılmaz ve MW başına ödenmesi öngörülen primer frekans kontrol kapasite bedelinin %25’i kadar yerine getirmeme bedeli uygulanır.
(2) 13 üncü madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş veya 17 nci madde kapsamındaki yükümlülük transferi suretiyle yükümlülük devralmış ve devrede olan bir yan hizmet biriminin, primer frekans kontrol hizmetine katılımını engelleyen bir arıza sebebiyle primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlayamaması, beklenmedik işletme şartları sebebiyle devre harici olması veya beklenmedik işletme şartları sebebiyle MKÜD’ün altına düşmesi durumlarında, olayı müteakiben önce sözlü daha sonra da takip eden en geç 1 (bir) saat içinde YHPYS aracılığıyla olmak üzere; yükümlü olduğu primer frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını içerecek şekilde arızaya düşen rezerv miktarını arızaya sebep olan teknik gerekçe ile birlikte TEİAŞ’a bildirmesi kaydıyla; ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişiye, bildirimin yapıldığı saat ve takip eden 1 (bir) saat için, arıza bildirdiği miktar kadar kapasite bedeli ödenmez ve ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişi, primer frekans kontrol yükümlülüğünden arıza bildirdiği miktar kadar muaf sayılır. Ancak, bu süre içerisinde arızanın giderildiği ve yan hizmet biriminin MKÜD seviyesine çıktığı andan itibaren, ilgili yan hizmet biriminin yükümlülüğü yeniden başlar. Benzer bir durumun bu süreyi takip eden saatlerde tekrar etmesi veya devam etmesi halinde ise, 13 üncü madde uyarıca yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişinin, yükümlülüğünü, uzlaştırma hesabına kayıtlı bulunan diğer yan hizmet birimlerinden sağlaması veya transfer etmesi gerekir. Aksi takdirde, yükümlülük yerine getirilmemiş sayılarak kapasite bedeli ödenmez ve birinci fıkrada yer alan yerine getirmeme bedeli uygulanır.
(3) 13 üncü madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş veya 17 nci madde kapsamında yükümlülük devralmış bir yan hizmet biriminin, TEİAŞ’tan almış olduğu acil durum YAT talimatı sebebiyle devre harici olması, TEİAŞ’tan almış olduğu acil durum YAT talimatı sebebiyle MKÜD’ün altına düşmesi ya da TEİAŞ altyapısından kaynaklı arıza durumlarında, ilgili üretim tesisinin söz konusu durumlar ortadan kalkıncaya kadar, önceden bildirimde bulunmuş olduğu primer frekans kontrol rezerv miktarı için, yükümlülüğünü sağladığı kabul edilir ve bu süre primer frekans kontrolüne katılım süresine dâhil edilir. Verilen acil durum YAT talimatının sona ermesinin ardından üretim tesisinin MKÜD’e çıkması veya TEİAŞ’ın altyapısından kaynaklı arızanın giderilmesi ile yükümlülüğü yeniden başlar. Verilen acil durum YAT talimatının sona ermesinin ardından hidrolik üniteler için 1 (bir) saat ve termik üniteler için 2 (iki) saat içinde MKÜD’e ulaşamayan üniteler için, bu maksimum süreler sonunda yükümlülüğün tekrar başladığı kabul edilir. Primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü hizmetini eş zamanlı olarak yerine getiren yan hizmet birimleri, gerçek zamanda işletme sırasında yan hizmete katılırken, TEİAŞ’ın SCADA sisteminden kendisine gönderilen set sinyalini takip edemediği veya bu sinyalin sabit geldiği durumda konuyu derhal MYTM operatörüne YHPYS üzerinden ve/veya MYTM’de bulunan sabit telefon ve/veya paks üzerinden bildirmekle yükümlüdür. Sinyalin takip edilmemeye başlandığı andan itibaren en geç 10 (on) dakika içerisinde herhangi bir bildirim yapılmaması durumunda ve ilgili saatin kontrolü neticesinde, yan hizmet biriminin beklenen sekonder frekans tepkisini sağlamadığının tespiti durumunda, ilgili saat için sekonder kapasite bedeli ödenmez. Böyle bir durumda, yan hizmet biriminin primer frekans kontrolü tepkisi ise, 29 uncu madde hükümlerine göre müstakil olarak kontrol edilir.
Sekonder frekans kontrolüne ilişkin yerine getirmeme bedelleri
MADDE 31 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)(3)
(1) 21 inci madde kapsamında üstlendiği yükümlülük kapsamında veya 25 inci madde kapsamındaki yükümlülük transferi suretiyle yükümlülük üstlenen ve devrede olan bir yan hizmet biriminin, herhangi bir sebeple 29 uncu madde kapsamında yapılan izleme sonucunda sekonder frekans kontrol hizmetini sağlamadığının tespit edilmesi veya gerçek zamanda, bildirdiği rezerv miktarından daha az rezerv ayrılması durumlarında, 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan ilgili yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiye ihlalin söz konusu olduğu uzlaştırma dönemi için kapasite bedeli ödemesi yapılmaz.
(2) 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş veya 25 inci madde kapsamında yükümlülük devralmış ve devrede olan bir yan hizmet biriminin, sekonder frekans kontrol hizmetine katılımını engelleyen bir arıza sebebiyle bu hizmeti sağlayamaması veya beklenmedik işletme şartları sebebiyle devre harici olması veya beklenmedik işletme şartları sebebiyle minimum kararlı üretim düzeyinin altına düşmesi durumlarında, olayı müteakiben önce sözlü daha sonra da takip eden 1 (bir) saat içerisinde YHPYS aracılığıyla olmak üzere; yükümlü olduğu sekonder frekans kontrol rezerv miktarının tamamını ya da bir kısmını içerecek şekilde, arızaya düşen rezerv miktarını arızaya sebep olan teknik gerekçe ile birlikte TEİAŞ’a bildirmek kaydıyla; ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişiye, arızanın bildirildiği saat ve takip eden 1 (bir) saat için kapasite bedeli ödenmez ve ilgili yan hizmet piyasası katılımcısı tüzel kişi, sekonder frekans kontrol yükümlülüğünden arıza bildirdiği miktar kadar muaf sayılır. Ancak, bu süre içerisinde arızanın giderildiği ve yan hizmet biriminin minimum kararlı üretim düzeyi seviyesine çıktığı andan itibaren yükümlülüğü yeniden başlar. Benzer bir durumun bu süreyi takip eden saatlerde de tekrar etmesi veya devam etmesi halinde, 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişinin, yükümlülüğünü, adına kayıtlı bulunan diğer yan hizmet birimlerinden sağlaması veya yükümlülüğünü transfer etmesi gerekir. Aksi takdirde sistem işletmecisinin bu rezervi sağlamak için 21 inci maddenin birinci fıkrasının (g) bendinde belirtilen adımların uygulanması suretiyle belirlenecek ek rezerv oluşturma maliyeti, rezerv sağlama yükümlülüğünü yerine getirmeyen ve 29 uncu madde kapsamında “katılmadı” olarak değerlendirilen yan hizmetler piyasası katılımcısı tüzel kişilerden karşılanır. 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan bir yan hizmet piyasa katılımcısına hizmete katılım durumunun “katılmadı” olarak değerlendirilmiş olduğu uzlaştırma dönemi için MW başına ödenmesi öngörülen sekonder frekans kontrol kapasite bedelinin %25’i kadar yerine getirmeme bedeli uygulanır. İhlalin gerçekleştirildiği uzlaştırma dönemindeki toplam ek rezerv maliyetinin söz konusu yan hizmet piyasası katılımcısının payına düşen kısmının, ilgili uzlaştırma döneminde yan hizmet piyasası katılımcısına ödenmesi öngörülen sekonder frekans kontrol kapasite bedelinin %25’ini aşması halinde söz konusu uzlaştırma dönemine ilişkin ek rezerv tedarik maliyetinin yan hizmet piyasası katılımcısının payına düşen kısmı aşağıdaki formül uyarınca ilgili saatin yerine getirmeme bedeli olarak hesaplanır:
YGBp,f,y,s = maks [((SKBf,y,s x YGSRMf,p,y,s)÷4), (TEMf,s x (YGSRMf,p,y,s ÷TYGRMf,s))]
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
a) YGBp,f,y,s: 21 inci madde uyarınca adına kayıtlı “y” yan hizmet birimi için yükümlülük üstlenmiş olan yan hizmet piyasası katılımcısı “p” tüzel kişisine, yükümlülüğü bulunan “f” fatura döneminin “s” saati için hizmete katılım durumunun 29 uncu madde kapsamında “katılmadı” olarak değerlendirilmesi halinde tahakkuk ettirilecek yerine getirilmeme bedelini (TL),
b) YGSRMf,p,y,s: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin “f” fatura döneminin “s” saatinde, adına kayıtlı “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanmak üzere yükümlülüğü bulunan ancak hizmete katılım durumu “katılmadı” olarak değerlendirilen sekonder frekans kontrol rezerv miktarını (MW),
c) SKBf,y,s: 21 inci madde uyarınca adına kayıtlı “y” yan hizmet birimi tarafından sağlanmak üzere üstlenmiş olduğu yükümlülük çerçevesinde “f” fatura döneminin “s” saati için yan hizmet piyasa katılımcısına uygulanacak olan ve 26 ncı madde uyarınca belirlenen saatlik sekonder frekans kontrol kapasite bedelini (TL/MW),
ç) TEMf,s: TEİAŞ tarafından “f” fatura döneminin “s” saati için tedarik süreci ile belirlenmiş yan hizmet birimlerinin yükümlülüklerini yerine getirmemesi veya eksik olarak yerine getirmesi neticesinde sekonder frekans kontrol rezerv miktarları toplamının yetersiz kalması ve ek sekonder frekans kontrol rezerv miktarı ihtiyacı doğması halinde 21 inci madde uyarınca “s” saati için TEİAŞ tarafından tedarik edilen ek rezervlerin toplam maliyetini (TL),
d) TYGRMf,s: TEİAŞ tarafından “f” fatura döneminin “s” saati için tedarik süreci ile belirlenmiş yan hizmet birimleri tarafından “s” saatinde hizmete katılım durumu “katılmadı” olarak değerlendirilen toplam rezerv miktarını (MW),
ifade eder.
(4) 21 inci madde kapsamında yükümlülük üstlenmiş veya 25 inci madde kapsamında yükümlülük devralmış ve devrede olan bir yan hizmet biriminin, TEİAŞ’tan almış olduğu bir acil durum YAT talimatı sebebiyle devre harici olması, TEİAŞ’tan almış olduğu bir acil durum YAT talimatı sebebiyle MKÜD’ün altına düşmesi ya da TEİAŞ altyapısından kaynaklı arıza nedeniyle hizmetin sağlanamaması durumlarında, ilgili üretim tesisinin söz konusu süre boyunca hizmet sağlamak üzere emre amade bulundurduğu sekonder frekans kontrol rezerv miktarı için hizmeti sağladığı kabul edilir ve bu süre sekonder frekans kontrolüne katılım süresine dahil edilir. Verilen YAT talimatının sona ermesinin ardından üretim tesisinin MKÜD’e çıkması veya TEİAŞ’ın altyapısından kaynaklı arızanın giderilmesi ile birlikte yükümlülüğü yeniden başlar. Verilen YAT talimatının sona ermesinin ardından hidrolik üniteler için 1 (bir) saat ve termik üniteler için 2 (iki) saat içinde MKÜD’e ulaşamayan üniteler için, bu maksimum süreler sonunda yükümlülüğün tekrar başladığı kabul edilir. Yan hizmet birimi gerçek zamanda işletme sırasında yan hizmete katılırken TEİAŞ’ın SCADA sisteminden gönderilen set sinyalini takip edemediği veya bu sinyalin sabit geldiği durumlarda konuyu derhal MYTM operatörüne, YHPYS üzerinden ve/veya MYTM’de bulunan sabit telefon ve/veya paks üzerinden bildirmekle yükümlüdür. Sinyalin takip edilmemeye başlandığı andan itibaren en geç 10 (on) dakika içerisinde herhangi bir bildirim yapılmaması durumunda ve ilgili saatin kontrolü neticesinde yan hizmet biriminin beklenen sekonder frekans tepkisini sağlamadığının tespiti durumunda ilgili saat için sekonder kapasite bedeli ödenmez.
(5) Yan hizmetler piyasası katılımcısı tüzel kişilerin, sekonder frekans kontrolüne ilişkin tedarik süreci sonucunda üstlenmiş olduğu yükümlülüğünden daha az miktarda bildirimde bulunması durumlarında, eksik bildirilen miktar hizmete “katılmadı” olarak değerlendirilir ve söz konusu miktar için yerine getirmeme bedeli uygulanır.
BÖLÜM 5/A
Sınırlı Frekans Hassasiyet Modu Esasları
(Ek bölüm:RG-27/1/2021-31377)(2) (Başlığı ile Birlikte Değişik Bölüm: RG-17/12/2024-32755)
Sınırlı frekans hassasiyet modu esasları
MADDE 31/A- (1) Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılmakla yükümlü olan yan hizmet birimi sahibi tüzel kişilerin TEİAŞ ile hizmete ilişkin yan hizmet anlaşmasını imzalar.
(2) İlgili yan hizmet anlaşmasında yer alan üniteler, TEİAŞ’ın belirleyeceği teknik kriterler doğrultusunda sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılmakla yükümlüdür.
(3) Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin hizmeti sağlayıp sağlamadıkları ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alan kriterler ile belirlenir.
(4) Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine katılan yan hizmet birimlerine yansıtılacak yerine getirmeme bedellerinin detayları ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alır.
(5) Sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetini sağlayan yan hizmet birimlerine, rezervin kullanılması halinde sağlanan rezerv miktarına karşılık gelen tutar kesinleşmiş üretim tüketim programı sapma tutarına dahil edilmez.
BÖLÜM 5/B
Talep Tarafı Katılımı Hizmeti
(Ek bölüm: RG-17/12/2024-32755)
Talep tarafı katılımı hizmeti tedarik esasları
MADDE 31/B - (1) Şebekedeki arz-talep dengesinin sağlanması amacıyla, TEİAŞ tarafından yürütülen ve bu Yönetmelikte düzenlenen tedarik süreci sonucunda toplayıcılar aracılığıyla bölgesel veya ülke genelinde talep tarafı katılımı hizmeti alınabilir.
(2) Toplayıcılar, talep tarafı katılımı hizmetine toplayıcılık hizmet anlaşması imzaladıkları tüketim tesislerinin yüklerinin düşürülmesi suretiyle katılırlar.
(3) Toplayıcıların toplayıcılık hizmet anlaşması imzaladıkları tüketiciler, tedarik sürecine ilişkin TEİAŞ tarafından yapılan duyuruda belirtilen nitelikleri haiz olmalıdır. Tedarik süreci duyurusunda TEİAŞ tarafından belirlenecek teknik kriterler kapsamında gerekli olan sayaç, uzaktan okuma, uzaktan kumanda, izleme, doğrulama ile diğer donanım ve yazılıma ilişkin yatırımlar toplayıcı tarafından Elektrik Piyasasında Toplayıcılık Faaliyeti Yönetmeliğinin 13 üncü maddesi uyarınca yapılır.
(4) Talep tarafı katılımı tedarik ihalesine teklif verecek olan toplayıcının, tedarik dönemi boyunca kendisinin ve anlaşmasında kayıtlı olan tüketim tesislerinin gerekli kontrol, ölçme, izleme ve doğrulama altyapısına sahip olduğunu ve TEİAŞ’ın istediği şekilde gerekli veri akışını sağlayabileceğini TEİAŞ tarafından belirlenecek gerekli bilgi, belge ve/veya sertifikalarla belgelendirmesi ve buna dair TEİAŞ tarafından verilen test raporuna sahip olması zorunludur.
(5) Toplayıcı, yan hizmet anlaşmasında kayıtlı olan tüketim tesislerinin bağlı olduğu ilgili şebeke işletmecisine ait kontrol sayaçlarına TEİAŞ’ın belirleyeceği niteliklere sahip uygun donanım, teçhizat ve cihaz altyapılarıyla bağlantı sağlar. EPİAŞ gerekli kontrol, ölçme, izleme ve doğrulama işlemleri için ilgili toplayıcının yan hizmet anlaşmasında kayıtlı olan kullanıcıların sayaç verilerini TEİAŞ ile paylaşır. TEİAŞ gerekmesi halinde ilgili dağıtım şirketlerinden ihtiyaç duyulan verileri temin eder.
(6) Toplayıcı, portföyünde yer alan ve talep tarafı katılımı hizmetine katılacak iletim veya dağıtım sistemine bağlı tüketim tesislerini ilgili yan hizmet anlaşmasına kaydettirir.
(7) Toplayıcılar, TEİAŞ’a başvurduğu aydan geriye dönük olarak nihai uzlaştırmaya esas son on iki aya ilişkin toplam asgari elektrik enerjisi tüketim miktarı 5.000 (beş bin) MWh olan tüketim tesislerini talep tarafı katılımı portföyüne dahil edebilir. Söz konusu verisi bulunmayan tüketim tesisleri için asgari anlaşma gücü 3 MW’tır.
(8) Toplayıcı, portföyünde yer alan ve talep tarafı katılımı hizmetine katılacak iletim veya dağıtım sistemine bağlı tüketim tesislerini ilgili yan hizmet anlaşmasına kaydettirir.
(9) Bir tüketim tesisine ait sayaçların tamamı aynı toplayıcının yan hizmet anlaşmasına kaydedilir.
(10) Toplayıcının yan hizmet anlaşmasında kayıtlı olan tüketim tesislerinde, veya tüketim tesisi ile ilişkili sayaç bilgilerinde veya sayılarında değişiklik olması, bir tüketim tesisinin sahibi gerçek veya tüzel kişi ile toplayıcı arasındaki anlaşmanın sona ermesi veya feshedilmesi durumlarında, en geç 3 (üç) iş günü içerisinde toplayıcı tarafından TEİAŞ’a bildirim yapılır.
(11) Toplayıcının yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerinin sahibi olan gerçek ve tüzel kişiler, toplayıcılık faaliyeti kapsamında ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde TEİAŞ’tan herhangi bir hak talep edemez.
Talep tarafı katılımı hizmeti tedarik süreci
MADDE 31/C- (1) Talep tarafı katılımı hizmeti tedarik süreci bu Yönetmelik hükümlerine göre yürütülür. Tedarik süreci, kapasite tedariki ve aktivasyon tedariki olmak üzere iki aşamadan oluşur.
(2) Kapasite tedarik sürecine, TEİAŞ ile talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalamış olan ve kapasite tedarik ihalesinden, ihale şartnamesinde belirtilen süre kadar önce emreamade kapasitesini talep tarafı katılımı hizmeti testi ile doğrulayan toplayıcılar katılabilir.
(3) Kapasite tedarik süreci aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) TEİAŞ kapasite tedarik sürecini, kapasite tedarikinin gerçekleşeceği günden en geç 90 gün önce TEİAŞ internet sitesinde duyurur. Duyuruda;
1) Hizmetin tedarik edileceği bir veya birden fazla dengeleme bölgesinden oluşan bölge veya bölgeleri,
2) Bir yılı geçmeyecek şekilde belirlenen tedarik dönemi,
3) Sistemin kritik günlerde ihtiyaç duyacağı öngörülen talep tarafı katılımı kapasitesinin minimum ve maksimum değerleri,
4) Kritik ayları,
5) Kritik saatler ve kritik günlerde talimat verilecek azami saat sayısı,
6) Kapasite tedarik ihalesinin yapılacağı günü,
7) Toplayıcı tarafından kapasite tedarikine teklif verilebilecek MW cinsinden asgari ve azami kapasite miktarı ile asgari portföy büyüklüğü,
8) Tedarik sürecine katılacak toplayıcılar tarafından teklif edilebilecek azami kapasite fiyatı, fiyat yapısı ve içeriği,
9) Teklif verecek toplayıcıların portföyünde bulunan tüketim tesislerinin sağlaması gereken, teklif dönemi öncesindeki TEİAŞ’a başvurduğu aydan geriye dönük olarak nihai uzlaştırmaya esas son kayıt tarihinden önceki on iki aya ilişkin MWh cinsinden toplam tüketim miktarı, nihai uzlaştırmaya esas son on iki aylık tüketim verisi olmayan tüketim tesisleri için ise MW cinsinden belirlenecek asgari anlaşma gücü,
10) Aktivasyon tedariki için MWh cinsinden verilecek tekliflerin fiyat yapısı ve içeriği,
11) TEİAŞ tarafından verilecek aktivasyon talimatlarının ne şekilde verileceği,
12) Tedarik sürecinin hangi şartlarda sonlandırılacağı,
13) Kapasite tedarikine ilişkin sürecin iptal şartları,
14) TEİAŞ tarafından gerekli görülen diğer konular,
yer alır.
b) Kapasite tedariki ihalesine katılan toplayıcılar 31/C maddesi ve tedarik süreci duyurusu kapsamında hazırladıkları tekliflerini TEİAŞ’a sunarlar. Söz konusu niteliklere sahip olmayan teklifler değerlendirmeye alınmaz ve değerlendirmeye alınmama gerekçeleri başvuru sahibine bildirilir.
c) TEİAŞ, verilen tekliflerin fiyat sıralamasını gözeterek, tedarik süreci duyurusunda yer alan minimum ve maksimum miktarları (MW) dikkate alarak teklif edilen toplam talep tarafı katılımı rezerv miktarına eşit teklifi seçer.
ç) Kapasite tedariki sonucunda talep tarafı katılımı hizmeti sağlamaya hak kazanan toplayıcıların kazanmış oldukları kapasite miktarları, bu miktarların hangi tüketim tesislerinden sağlanacağı ve tüketim tesisleri ile ilişkili tüm sayaçlar yan hizmet anlaşmasının ekinde yer alır.
d) Kapasite tedariki sonucunda seçilen ve kazanmış oldukları kapasite miktarları ile bu miktarların sağlanacağı tüketim tesisleri yan hizmet anlaşmasına kaydedilen toplayıcılar, imzalamış oldukları yan hizmet anlaşmasına uygun olarak talep tarafı katılımı hizmetini yerine getirmeyi kabul etmiş sayılır.
e) TEİAŞ, kritik günden bir önceki gün en geç saat 18.00’ye kadar kritik gün duyurusunu yapar. Teklif sunma süresi, itiraz süresi, teklifleri seçilen toplayıcılara bildirim süresi ve kritik gün ilanının emreamadelik kontrolü kapsamında olup olmadığı hususu ile ihtiyaç duyulan diğer hususlar duyuruda belirtilir.
(4) Aktivasyon tedarik sürecine, TEİAŞ tarafından yapılan kapasite tedarik sürecinde seçilen toplayıcılar katılır.
(5) Aktivasyon tedarik süreci aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) TEİAŞ, kapasite tedarik ihalesinde belirtilen kritik aylar içerisinde gerekli gördüğü durumlarda ertesi gün için kritik gün ilanında bulunur ve aktivasyon tedarik süreci başlatılır.
b) Kapasite tedariki sonucunda teklifleri seçilen toplayıcılar aktivasyon tedarik ihalesine kapasite tedarik ihalesinde hizmet kapsamında sunmayı taahhüt ettiği kapasitenin tamamı kadar teklif verir. Fiyat teklifi vermeyen toplayıcının kapasite tedarik sürecinde sunmayı taahhüt ettiği kapasitenin tamamı için teklif fiyatı 0 TL/MWh olarak kabul edilir.
c) TEİAŞ verilen teklifleri fiyat sıralamasını gözeterek kritik günde ihtiyaç duyulan kapasite kadar teklifi seçer ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunur. TEİAŞ, seçilen son teklif için kısmi aktivasyon talimatı verebilir.
ç) Aktivasyon tedariki sonucunda seçilen toplayıcı, kritik gün için yükümlenmiş olduğu talep tarafı katılımı rezervini, anlaşmalı olduğu tüketim tesislerinde ihale şartnamesinde belirtilen kritik saatlerde emreamade bulundurur ve kritik günde TEİAŞ tarafından verilen yük düşümü talimatını yerine getirerek talep tarafı katılımı hizmetini sağlar.
d) Kritik olarak ilan edilen günde, aktivasyon tedarikinde seçilen toplayıcılara TEİAŞ tarafından bu maddenin (c) bendinde duyurulan aktivasyon miktarı kadar en az bir saatlik yük düşümü talimatı verilir.
e) Aktivasyon talimatları en geç gerçek zamandan iki saat önce verilir.
(6)TEİAŞ, kritik aylar içerisinde aktivasyon süreci işletilmeksizin, toplayıcıların emreamadeliğini kontrol etmek amacıyla kapasite tedarik süreci sonucunda hizmeti sağlamaya hak kazanan toplayıcılara en fazla iki defa ve en fazla birer saat olacak şekilde eşit miktarda yük düşme talimatı verebilir.
(7) Aktivasyon talimatları, tedarik süreci sonucunda hizmeti tedarik etmeye hak kazanan toplayıcılar arasında ayrım gözetilmeyecek şekilde oluşturulur.
(8) Tedarik süreci duyurusunda yer alan kritik aylar ve saatler ile tedarik dönemi boyunca ilan edilen kritik günler dışında ve tedarik süreci duyurusunda yer alan azami kritik saat sayısını aşacak şekilde aktivasyon talimatı verilemez.
(9) Ertesi günün kritik gün ilan edilmesi halinde aktivasyon tedarikinde seçilen toplayıcıların, dengeleme güç piyasası kapsamında vermiş oldukları teklifleri kritik saatler için silinir.
Talep tarafı katılımı hizmeti sağlanmasına ilişkin tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 31/Ç- (1) Kapasite tedarikinde verilen teklifler, yük düşümüne esas rezerv kapasitesini (MW) ve birim rezerv kapasitesine teklif edilen saatlik kapasite bedelini (TL/MW) içerecek yapıda ve TEİAŞ’ın tedarik süreci duyurusunda belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirilir.
(2) Aktivasyon tedarikinde verilen teklifler, yük düşümüne bağlı olarak oluşacak elektrik enerjisi miktarını (MWh) ve birim elektrik enerjisi miktarı için teklif edilen bedeli (TL/MWh) içerecek yapıda ve TEİAŞ’ın tedarik süreci duyurusunda belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirilir.
(3) Aktivasyon tedariki için teklif edilen MW başına saatlik aktivasyon bedeli, ilgili kritik aydaki “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca belirlenen fiyatın 1,5 katını geçemez.
(4) Tüm teklif fiyatları, Türk Lirası (TL) cinsinden 1 TL ve katları olacak şekilde bildirilir.
Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 31/D - (1) TEİAŞ, kapasite tedarikinde verilen teklifleri toplam talep tarafı katılımı kapasite tedarik maliyetini en aza indirecek şekilde seçer. Kapasite tedariki için verilen teklifler fiyat sırasına göre dizilerek tedarik dönemi için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen talep tarafı katılımı rezerv miktarı kadar teklif seçilir ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunulur.
(2) Kapasite tedarikinde rezerv miktarı içerisinde kalan fiyat sıralamasının sonunda yer alan teklifin sahibi toplayıcıdan, rezerv miktarını tamamlayacak şekilde, teklif ettiği kapasitenin altında kapasite tedarik edilebilir. Bu durumda ilgili toplayıcıdan tedarik edilecek kapasitenin, tedarik süreci duyurusunda yer alan kapasite tedarikine teklif verilebilecek asgari kapasitenin altında kalması halinde, ilgili toplayıcıdan asgari kapasiteye eşit kapasite tedarik edilir ve kapasite tedarik süreci duyurusunda yer alan talep tarafı katılımı rezerv miktarının üzerinde kapasite tedarik edilebilir.
(3) Aktivasyon tedarikinde verilen teklifler fiyat sırasına dizilerek ilan edilen kritik gün ve kritik saatler için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen talep tarafı katılımı rezerv miktarı kadar teklif seçilir ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunulur.
(4) TEİAŞ, talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin tekliflerin değerlendirilmesi hususunda, teknik ve bölgesel gereklilikler ile sistem şartlarını dikkate alarak eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hareket eder.
Talep tarafı katılımı hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 31/E- (1) Kapasite tedariki sonucunda hizmeti sağlamaya hak kazanan her bir toplayıcı için, ilgili tedarik dönemine ilişkin tedarik süreci duyurusunda belirtilen azami teklif fiyatını aşmamak koşuluyla, kapasite tedariki için vermiş olduğu teklif, ödenecek saatlik kapasite bedeli (TL/MW) olarak belirlenir.
(2) Hizmeti sağlamaya hak kazanan toplayıcılar için, ilgili tedarik dönemine ilişkin tedarik süreci duyurusunda belirtilen azami teklif fiyatını aşmamak koşuluyla, aktivasyon tedariki sonucunda oluşan en yüksek teklif fiyatı aktivasyon bedeli (TL/MWh) olarak belirlenir.
(3) Toplayıcılara kritik ayları takip eden fatura dönemlerinde talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında yapılacak ödemeler, aylık kapasite bedeli ile aktivasyon talimatı alıp yerine getirilmesi halinde oluşan aktivasyon bedelinin toplamından oluşur ve aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır:
(4) Üçüncü fıkradaki formülde geçen;
a) TTKÖTt,f: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde talep tarafı katılımı hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek ödeme tutarını (TL),
b) KBÖTt,f: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde emre amade tuttuğu talep tarafı katılımı hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek kapasite bedeli ödeme tutarını (TL),
c) ABÖTt,f: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde sağladığı talep tarafı katılımı hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek aktivasyon bedeli ödeme tutarını (TL),
ç) TTKKMt,f: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde talep tarafı katılımı için tedarik edilen kapasite miktarını (MW),
d) TTKKBt,f,s: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için uygulanacak saatlik kapasite bedelini (TL/MW),
e) TTKAYMt,f,s: “t” toplayıcının “f” fatura dönemine ait “s” saati için de yükünün düşülmesi suretiyle sağladığı talep tarafı katılımı miktarı (MWh),
f) TTKABt,f,s: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için uygulanacak saatlik aktivasyon bedelini (TL/MWh),
g) TTKTMt,f,s: “t” toplayıcının “f” fatura döneminde “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti kapsamında emreamadeliğin kontrolü için verilen talimat miktarı (MWh),
ğ) AFLf,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca “f” fatura döneminin “s” saatine ilişkin ilgili mevzuat uyarınca Kurul kararı ile belirlenen “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca belirlenen azami fiyat limiti (TL/MWh),
h) m: “d” döneminde yer alan saat sayısını,
ı) h: Kritik gün ilan edilebilecek asgari günler için azami aktivasyon saat sayısı,
i) n: Asgari kritik gün sayısına ulaştıktan sonra aktivasyon yapılacak kritik gün sayısı,
j) KAS: Kritik ay sayısı,
k) ATS: Kritik gündeki azami aktivasyon saat sayısı,
l) k: Emre amadeliğin kontrolü için talimat verilmesi ve hizmetin sağlanması durumunda “1” diğer durumlarda “0” olan katsayıyı,
ifade eder.
Talep tarafı katılımı hizmetinin izlenmesi ve kontrolü
MADDE 31/F- (1) Toplayıcılar, portföyünde yer alan her bir tüketim tesisinin tüketim değerlerini sayaç bazlı olarak ve portföyünde yer alan tüm tüketim tesislerinin toplam tüketim değerini anlık olarak izler ve elde ettiği verileri eş zamanlı olarak Talep Tarafı Katılımı Modülü üzerinden TEİAŞ’a iletir.
(2) Aktivasyon tedarik süreci sonucunda seçilen toplayıcıların tüketim düşüm miktarlarının izlenmesi ve tüketim düşümlerinin toplayıcı tarafından sağlanıp sağlanamadığının tespiti amacıyla TEİAŞ aşağıdaki veri ve bilgileri dikkate alır:
a) Toplayıcıların portföyünde yer alan tüketim tesislerine ait sayaçlar vasıtasıyla elde edilen veri ve bilgiler.
b) Toplayıcılar tarafından Talep Tarafı Katılımı Modülü aracılığıyla yapılan bildirimler.
(3) Talep tarafı hizmeti kapsamında kapasite ihalesini kazanan toplayıcılar, TEİAŞ tarafından kritik ilan edilen aylarda, pazar ve resmi tatil günleri hariç olmak üzere, her gün için bir gün önce saat 15:30’a kadar toplayıcılık hizmeti anlaşması yaptıkları ve yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerine ait her bir sayaç için ertesi güne ait saatlik tüketim programlarını TEİAŞ’a bildirir. TEİAŞ yapılan bildirim çerçevesinde her bir toplayıcının temel tüketim değerini belirler ve temel tüketim değerinden sapma olması durumunda ilgili toplayıcıya temel tüketim değerinden sapma tutarı yansıtır. Temel tüketim değerinden sapma tutarının hesaplanmasına ilişkin metodoloji Kurul Kararı ile belirlenir.
(4) Toplayıcının portföyünde yer alan tüketim tesislerine ait sayaçlardan elde edilen tüketim verilerinin olmadığı durumlarda, her bir eksik tüketim miktarı kadar yük düşme talimatının yerine getirilmediği kabul edilir.
(5) Talep tarafı katılımı hizmetine katılan toplayıcıların aktivasyon tedarikinin izlenmesi saatlik bazda; toplayıcıların, kendilerine talimat verilen aktivasyon miktarı ile toplayıcılar tarafından gün öncesinde TEİAŞ’a bildirilen tüketim programından, toplayıcıların portföyünde yer alan tüketim tesislerine ait toplam tüketim verilerinin çıkarılması sonucunda elde edilen fark karşılaştırılarak fiilen düşülen yük miktarı belirlenir.
(6) Toplayıcının toplayıcılık hizmeti anlaşması yaptıkları tüketim tesislerinin, TEİAŞ tarafından talimat verilen her bir saat için sağladıkları toplam talep tarafı katılım miktarının, verilen talimat miktarına oranına göre izleme sonuçları;
a) Talimat verilen aktivasyon miktarı ile düşülen yük miktarı arasındaki fark, talimat miktarının %10’una eşit veya daha küçük ise “sağladı”,
b) Talimat verilen aktivasyon miktarı ile düşülen yük miktarı arasındaki fark, talimat miktarının %10’u ile %25 arasında ise “sağlamadı”,
c) Talimat verilen aktivasyon miktarı ile düşülen yük miktarı arasındaki fark, talimat miktarının %25’ine eşit veya daha büyük ise “katılmadı”,
olarak değerlendirilir.
(7) TEİAŞ tarafından kritik gün ilan edilen günlerde toplayıcılar tarafından yapılan KGÜP değişiklikleri bu hizmet kapsamında dikkate alınmaz.
Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin yerine getirmeme bedelleri
MADDE 31/G- (1) 31/B maddesi kapsamında üstlendiği yükümlülük kapsamında herhangi bir sebeple 31/E maddesi kapsamında yapılan izleme sonucunda talep tarafı katılımı hizmetini “sağlamadı” olarak tespit edildiği durumda, 31/B maddesi kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan ilgili toplayıcıya ihlalin söz konusu olduğu (Değişik ibare:RG-21/1/2025-32789) uzlaştırma dönemi için kapasite bedeli ödenir ancak aktivasyon bedeli ödemesi yapılmaz.
(2) 31/B maddesi kapsamında üstlendiği yükümlülük kapsamında herhangi bir sebeple 31/E maddesi kapsamında yapılan izleme sonucunda talep tarafı katılımı hizmetine “katılmadı” olarak tespit edildiği durumda, 31/B maddesi kapsamında yükümlülük üstlenmiş olan ilgili toplayıcıya ihlalin söz konusu olduğu (Değişik ibare:RG-21/1/2025-32789) uzlaştırma dönemi için aktivasyon bedeli ve (Değişik ibare:RG-21/1/2025-32789) uzlaştırma dönemi için de kapasite bedeli ödemesi yapılmaz.
(3) İkinci fıkra kapsamında “katılmadı” olarak değerlendirilen (Değişik ibare:RG-21/1/2025-32789) uzlaştırma dönemleri için toplayıcıya aşağıdaki formül ile hesaplanan yerine getirmeme bedelleri uygulanır.
(4) Üçüncü fıkradaki formülde geçen;
a) TTKYGBt,f: “t” toplayıcının “f” fatura dönemine ait talep tarafı katılımını yerine getirmeme bedelini (TL),
b) TTKARMt,f,s: “t” toplayıcıdan “f” fatura dönemine ait “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için aktive edilmek üzere tedarik edilen rezerv miktarını (MW),
c) TTKABt,f,s: “t” toplayıcısı için “f” fatura döneminin “s” saatinde talep tarafı katılımı hizmeti için uygulanacak saatlik aktivasyon bedelini (TL/MW),
ç) m: “f” fatura dönemindeki kritik günlerde verilen aktivasyon talimatının saat sayısını,
d) pt,f,: “t” toplayıcısı için “f” fatura döneminde talep tarafı katılımı hizmetine katılımın “katılmadı” olarak değerlendirildiği uzlaştırma dönemleri için “1”, diğer durumlarda “0” değerini alan katsayıyı,
e) k: ceza katsayısını,
f) n: “t” toplayıcısına, “f” fatura döneminde verilen aktivasyon talimat sayısı,
ifade eder.
(5) Üçüncü fıkra kapsamında uygulanacak k ceza katsayısı, Aynı fatura dönemi içerisinde her biri farklı talimatlar kapsamında olmak üzere; birinci ve ikinci ihlalde 1, üçüncü ihlalde 2 ve dördüncü ve üzeri sayıdaki ihlallerde 3 olarak uygulanır. Dördüncü ihlalde toplayıcı mevcut tedarik sürecinden çıkartılır.
(6) Üçüncü fıkra kapsamında hesaplanacak yerine getirmeme bedellerinde aktivasyon bedelinin 0 TL/MWh olarak oluştuğu durumda yerine getirmeme bedeli “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca belirlenen azami fiyat limiti (TL/MWh) üzerinden hesaplanır.
Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşmaları
MADDE 31/Ğ - (1) Talep tarafı katılımı hizmetini sağlamak üzere tedarik sürecine katılmak isteyen toplayıcı ile TEİAŞ arasında, genel hükümleri Kurul tarafından onaylanan talep tarafı katılımı hizmeti sağlanmasına dair yan hizmet anlaşması imzalanır.
(2) TEİAŞ ile yan hizmet anlaşması imzalayacak olan toplayıcılar, anlaşmanın imzalanabilmesi için gerekli şartların sağlandığının tespit edilmesi amacıyla TEİAŞ’a başvurur. Başvuru için talep edilen bilgi ve belgeler ile gerekli şartlar TEİAŞ tarafından hazırlanarak internet sitesinde yayımlanır.
(3) TEİAŞ ikinci fıkra kapsamındaki başvuruları, başvuru tarihinden itibaren bir ay içerisinde sonuçlandırarak sonucu başvuru sahibine bildirir.
(4) Başvurusu kabul edilen toplayıcı ile TEİAŞ arasında Talep Tarafı Katılımı Hizmeti Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşması imzalanır.
(5) Talep Tarafı Katılımı Hizmeti Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşması aşağıdaki bilgi ve belgeleri içerir:
a) Anlaşmanın kapsadığı süre.
b) Toplayıcının anlaşma yapmış olduğu tüketim tesislerine ilişkin sayaç bilgileri, tüzel kişilik bilgileri, anlaşma güçleri ve varsa geçmiş on iki aya ilişkin tüketim değerleri.
c) Kapasite tedariki sonucunda teklifi kabul edilmiş olan toplayıcının yükümlendiği kapasite.
ç) Toplayıcılık lisans belgesinin veya tedarik lisansının tadil edildiğine ilişkin belgenin aslı, noter onaylı sureti veya lisans suretinin aslı.
d) Anlaşmanın feshi veya sonlandırılmasına ilişkin hükümler.
e) TEİAŞ’ın anlaşmada yer almasını uygun gördüğü ve ilgili mevzuat ile tedarik süreci duyurusunda yer alan hususlarla çelişmeyen nitelikteki diğer hususlar.
(6) Toplayıcı, yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgileri, hizmeti sağlamaya hak kazandığı bir tedarik döneminde yer alan kritik aylarda değiştiremez, kaydedilen tüketim tesislerine ekleme veya çıkarma yapamaz. Ancak, anlaşmaya kaydedilen bir tüketim tesisine ilişkin sayaç bilgilerinin sehven yanlış kaydedilmiş olması veya tüketim tesisine ilişkin sayaçların sehven eksik kaydedilmiş olması veya tüketim tesislerinin kapasite artışına bağlı olarak kayıtlı tüketim tesislerine sayaç ilave edilmesi durumlarında, kritik aylarda anlaşmada kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgiler değiştirilebilir.
(7) Toplayıcı, yan hizmet anlaşmasına kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgileri, hizmeti sağlamaya hak kazandığı bir tedarik döneminde yer alan kritik aylarda değiştiremez, kaydedilen tüketim tesislerine ekleme veya çıkarma yapamaz. Ancak, bir tüketim tesisinin toplayıcı ile olan anlaşmasının herhangi bir sebebe bağlı olarak sona ermesi veya feshedilmesi durumunda, toplayıcı bu durumu en geç bir hafta içerisinde TEİAŞ’a bildirir. TEİAŞ toplayıcı ile anlaşması sona eren veya feshedilen tüketiciyi anlaşmadan çıkarır. Toplayıcının anlaşmasında kayıtlı kapasitenin, kapasite tedarikinde kazanılan toplam kapasitenin altına düşmesi durumunda, toplayıcı ilgili kritik ay veya aylar için kapasite bedeli alamaz ve aktivasyon tedarikine katılamaz.
(8) Toplayıcının anlaşmasında kayıtlı tüketim tesisine sayaç ilave edilmesi durumunda kritik aylarda anlaşmada kayıtlı tüketim tesislerine ilişkin bilgiler değiştirilir.
ALTINCI BÖLÜM
Anlık Talep Kontrol Hizmeti
Anlık talep kontrol hizmeti tedarik esasları
MADDE 32 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde tanımlı acil durum önlemleri kapsamında sistem frekansındaki düşmenin kritik işletme koşulları oluşmadan önlenebilmesi için TEİAŞ tarafından iletim sistemine bağlı tüketim tesisleri arasında düzenlenen ihaleler aracılığıyla anlık talep kontrol yedekleri tedarik edilir. Bu ihaleler sonucunda anlık talep kontrol hizmeti sağlayacak gönüllü tüketim tesisleri için tüketim tesisi sahibi tüzel kişi ile TEİAŞ arasında anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalanır.
(2) Elektrik tüketimi ihale ilanında belirtilen seviyenin üzerinde olan tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler, anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla anlık talep kontrol hizmeti sağlamak üzere bu Yönetmelikte tanımlandığı şekilde teklif verebilirler.
(3) Sistem işletmecisinin anlık talep kontrol yedeği sağlayacak tüketim tesislerini sistem kısıtlarını dikkate alarak ve toplam anlık talep kontrol yedeği tedarik maliyetini en aza indirecek şekilde seçmesi esastır.
(4) Anlık talep kontrol hizmetine ilişkin ödemeler TEİAŞ tarafından tüketim tesisi sahibi tüzel kişilere aylık olarak yapılır. İlgili ay için sahibi oldukları tüketim tesislerinden anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla hizmet alınmaması durumunda ilgili tüzel kişilere herhangi bir ödeme yapılmaz.
(5) TEİAŞ, anlık talep kontrol hizmetini aralıksız olarak azami 15 dakika süre ile alır. Anlık talep kontrol yedeği sağlamak amacıyla sistemden bağlantısı otomatik olarak kesilen bir tüketim tesisi, azami 15 dakikalık süre içerisinde sistem işletmecisinden teyit almak suretiyle devreye girebilir.
(6) İhale şartnamesinde TEİAŞ tarafından belirtilecek teknik kriterleri sağlayan röle yatırımı, sayaç ve gerekli diğer donanıma ilişkin yatırımlar ilgili tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler tarafından yapılır.
Anlık talep kontrol hizmeti tedarik süreci
MADDE 33 – (1) Anlık talep kontrol hizmeti tedariği bu Yönetmelik hükümlerine dayalı olarak sağlanır ve aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) TEİAŞ, sistemin ihtiyaç duyabileceği öngörülen toplam anlık talep kontrol yedeği miktarını ve teklif tavan fiyatını belirleyerek gerekli görmesi halinde ihaleye çıkar. İhale ilanı ile birlikte anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşmalarının kapsayacağı sürenin ilan edilmesi esastır.
b) TEİAŞ tarafından belirlenecek ve ihale ilanında duyurulacak takvime uygun olarak, tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler anlık talep kontrol hizmetine ilişkin teklif verirler.
c) TEİAŞ verilen teklifleri 35 inci maddede belirtilen şekilde değerlendirerek ihtiyaç duyulan sayıda teklifi seçer ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunur.
ç) Seçilen tüketim tesisleri için tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalanır.
d) Gerçek zamanda, sistem frekansının TEİAŞ tarafından önceden belirlenen frekans kademesine düşmesi durumunda anlık talep kontrol rölelerine bağlı anlaşma kapsamındaki tüm talep kesilir.
Anlık talep kontrol hizmeti sağlanmasına ilişkin tekliflerin yapısı ve içeriği
MADDE 34 – (1) TEİAŞ tarafından belirlenecek takvime uygun olarak, 32 nci maddenin ikinci fıkrasında belirtilen niteliklere sahip tüketim tesisleri için tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler, TEİAŞ tarafından belirlenen anlaşma süresi boyunca anlık talep kontrol hizmeti sağlamak üzere tekliflerini sistem işletmecisine bildirirler.
(2) Anlık talep kontrol hizmeti sağlamak üzere verilen teklifler, anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla kesilecek yüke ilişkin olarak tek bir fiyat teklifi (TL/MWh) ve anlık talep kontrol yedek miktarını (MW) içerecek şekilde sistem işletmecisine bildirilir. Bildirilen tüm teklif miktarları 1 MW ve katları cinsinden ifade edilir.
(3) Verilen teklif fiyatları anlaşma süresi boyunca geçerlidir. Ancak sistem işletmecisi tarafından kabul edilebilir geçerli bir sebep olması durumunda teklif miktarları ilgili tüketim tesisi sahibi tüzel kişi tarafından güncellenebilir.
(4) Tüm teklif fiyatları en az sıfıra eşit ya da sıfırdan büyüktür, yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir.
Anlık talep kontrol hizmetine ilişkin tekliflerin değerlendirilmesi
MADDE 35 – (1) Verilen teklifler fiyat sırasına dizilerek ihale dönemi için sistemin ihtiyaç duyacağı öngörülen anlık talep kontrol yedeği miktarı kadar teklif seçilir ve tüm teklif sahiplerine bildirimde bulunulur.
(2) Anlık talep kontrol hizmetine ilişkin tekliflerin değerlendirilmesi hususunda, teknik gereklilikler ve sistem şartları dikkate alınarak TEİAŞ eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hareket eder.
Anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşmaları
MADDE 36 – (1) Anlık talep kontrol hizmeti sağlanmasına ilişkin olarak tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan anlık talep kontrol hizmetine ilişkin standart yan hizmet anlaşmaları imzalanır.
(2) Tüketim tesisi sahibi tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında anlık talep kontrol hizmetine ilişkin olarak imzalanacak yan hizmet anlaşmalarının en az aşağıdaki bilgi ve belgeleri içermesi esastır:
a) 1 yıldan az olmamak üzere anlaşmanın kapsadığı süre,
b) Anlaşma kapsamında sağlanacak anlık talep kontrol yedeği (MW),
c) Anlaşma dönemi boyunca geçerli olacak kabul edilen teklif fiyatı (TL/MWh),
ç) Anlık talep kontrol röleleri vasıtası ile bu Yönetmelik hükümleri uyarınca anlık talep kontrol hizmetinin sunulacağının anlaşma süresince garanti edildiğini gösterir taahhütname,
d) Anlaşma kapsamındaki tüketim tesisi için anlık talep kontrol yedeği performans testleri sonuçlarını içerir belgeler,
e) Anlaşma kapsamında yer alan tüketim tesislerinin elektrik tüketimine ilişkin teknik özellikleri.
Anlık talep kontrol hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 37 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Tüketim tesisi sahibi tüzel kişilere, anlık talep kontrol hizmetine ilişkin aylık olarak ödenecek tutar aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) TKTp,f: “p” tüzel kişisinin “f” fatura döneminde sağladığı anlık talep kontrol hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b) TKKYMt,f,s: “t” tüketim tesisinden, “f” fatura dönemine ait “s” saatinde anlık talep kontrolü için kesilen yük miktarını (MW),
c) TKTFt,f: “t” tüketim tesisi için “f” fatura döneminde geçerli olan anlık talep kontrol teklif fiyatını (TL/MWh),
ç) TKHSt,f,s: “t” tüketim tesisinin, “f” fatura dönemine ait “s” saati içinde yükünün kesilmesi suretiyle sağladığı anlık talep kontrol hizmet süresini (dakika),
d) k: “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı tüketim tesisi sayısını,
e) m: “d” döneminde yer alan saat sayısını,
ifade eder.
Anlık talep kontrol hizmetine ilişkin cezai yaptırımlar
MADDE 38 – (1) Sistem frekansının TEİAŞ tarafından önceden belirlenen frekans kademesine düşmesine rağmen anlık talep kontrol rölelerine bağlı herhangi bir tüketim tesisinin ilgili tüzel kişinin kendi ihmali veya hatası sonucu talebinin kesilmediğinin ilk kez tespiti durumunda, ilgili tüketim tesisi sahibi tüzel kişiye ihlalin söz konusu olduğu fatura dönemi için anlık talep kontrol hizmetine ilişkin ödeme yapılmaz. İhlalin aynı anlaşma döneminde daha sonraki herhangi bir fatura döneminde tekrar etmesi durumunda, ilgili tüketim tesisi sahibi tüzel kişiye ihlalin söz konusu olduğu fatura dönemi için anlık talep kontrol hizmetine ilişkin ödeme yapılmaz ve ilgili fatura dönemine ilişkin teklif miktarı ve teklif fiyatı dikkate alınarak belirlenen bir saatlik hizmet karşılığı tutar kadar para cezası uygulanır.
(2) En az bir gün öncesinden sistem işletmecisine bildirimde bulunulması ve sistem işletmecisi tarafından kabul edilebilir geçerli bir sebep olması durumunda ilgili saatler için bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen cezai yaptırımlar uygulanmaz.
YEDİNCİ BÖLÜM
Reaktif Güç Kontrolü
Reaktif güç kontrolü hizmeti tedarik esasları
MADDE 39 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) İletim sistemine 66 kV ve üzeri gerilim seviyesinden bağlı ve kurulu gücü 30 MW ve üstünde olan lisanslı veya lisanssız elektrik üretim tesisi sahibi kişilerle reaktif güç kontrolü hizmet anlaşması imzalanır. TEİAŞ’ın gerekli gördüğü durumlarda iletim sistemine bağlı olan ve kurulu gücü 30 MW’tan az olan lisanslı üretim tesisleri de reaktif güç kontrolüne katılmakla yükümlüdür. Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen koşullar dahilinde reaktif güç kontrolüne katılır.
(2) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Üretim tesislerinin reaktif güç kapasitesi sağlaması veya senkron kompansatör olarak çalışması için tesis sahibi kişiler ile TEİAŞ arasında, 66 kV ve üzeri gerilim seviyesinden bağlı üretim tesisleri için reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması bulunması zorunludur. TEİAŞ ile bağlantı anlaşması imzalamış 34,5 kV ve altı gerilim seviyesinden bağlı üretim tesisleri için adlarına kayıtlı bulundukları lisans sahibi tüzel kişilerin, ilgili dağıtım şirketinin talebi ve TEİAŞ’ın uygun görüşü doğrultusunda ilgili dağıtım şirketi ile reaktif güç kontrolü hizmet anlaşması imzalamaları zorunludur.
(3) TEİAŞ, reaktif güç kontrolüne ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamında bulunan üretim tesisleri arasından ilgili hizmetleri sağlayacak üretim tesislerini, sistem kısıtlarını dikkate alarak ve toplam reaktif güç kontrolü tedarik maliyetini en aza indirecek şekilde seçer.
Reaktif güç kontrol hizmeti tedarik süreci
MADDE 40 – (1) İletim sistemi için reaktif güç kontrolü tedariği bu Yönetmelik hükümlerine göre sağlanır ve aşağıdaki adımlardan meydana gelir:
a) TEİAŞ, sistemin bölgeler bazında ihtiyaç duyacağı reaktif güç talebini belirler.
b) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Sistem ihtiyaçları doğrultusunda seçilen üretim tesislerinin sahibi kişiler ile TEİAŞ arasında reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalanır.
c) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Gerçek zamanda sistem gerilimini düzenlemek amacıyla üretim tesislerinin jeneratör olarak çalışırken veya senkron kompansatör olarak çalışması için verilen talimatlar TEİAŞ tarafından ilgili üretim tesislerine YHPYS aracılığıyla bildirilir. Talimatların sona ermesine ilişkin bildirimler ilgili üretim tesislerine yapılır.
Reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşmaları
MADDE 41 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Üretim tesislerinin reaktif güç kapasitesi sağlaması ve/veya senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle reaktif güç kontrolü hizmeti sağlanmasına ilişkin olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında reaktif güç kontrolüne ilişkin standart yan hizmet anlaşmaları imzalanması zorunludur. Reaktif güç kontrolüne ilişkin standart yan hizmet anlaşmaları TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanır. Üretim faaliyeti gösteren her bir tüzel kişi ile 39 uncu maddede belirtilen niteliklere sahip üretim tesislerinden (Ek ibare:RG-21/1/2025-32789) dengeleme birimi olmayan can suyu üniteleri hariç olmak üzere, adlarına kayıtlı olanları kapsayacak şekilde reaktif güç kontrolüne ilişkin tek bir yan hizmet anlaşması imzalanır.
(2) Geçici kabul işlemlerinin tamamlanmasından önce TEİAŞ ile üretim faaliyeti gösterecek lisans sahibi tüzel kişi (Ek ibare:RG-21/1/2025-32789) veya iletim sisteminden bağlı 30 MW ve üzeri kurulu güçteki lisanssız elektrik üretim tesisi sahibi arasında reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalanır ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamına dahil edilir.
(3) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin olarak imzalanacak yan hizmet anlaşmaları en az aşağıdaki bilgi ve belgeleri içerir:
a) Anlaşmanın kapsadığı süre,
b) Anlaşmanın ilgili tüzel kişi adına kayıtlı üretim tesislerinden hangilerini kapsadığı ve bu üretim tesislerinin teknik özellikleri,
c) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) İşletmede olan üretim tesisleri için reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikası, yeni işletmeye girecek üretim tesisleri için ise geçici kabul tarihinden itibaren en geç 90 gün içerisinde reaktif güç destek hizmeti performans testlerinin gerçekleştirilerek reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikasının TEİAŞ’a sunulacağına dair taahhütname,
ç) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Anlaşma kapsamında bulunan lisanslı veya lisanssız üretim tesisleri için anlaşmayı imzalamaya yetkili kişiye ait sicil tasdiknamesi veya vekâletname ile lisanslı üretim tesisleri için üretim lisansı,
d) TEİAŞ tarafından belirlenen ve senkron kompanzasyon hizmeti sunulmasına ilişkin yatırım, işletme, bakım maliyetleri ile tüzel kişi tarafından aylık olarak TEİAŞ’a ödenen tüketim (alış) sistem kullanım ve işletim bedeli maliyetlerini yansıtan aylık senkron kompanzasyon hizmet bedeli.
Reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar
MADDE 42 – (Başlığı ile Birlikte Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) İletim sistem işletimi kapsamında, TEİAŞ tarafından jeneratör veya senkron kompansatör olarak reaktif güç kontrolü hizmeti sağlamak üzere seçilen veya otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla otomatik reaktif güç kontrolü hizmeti verecek üretim tesislerine, gerekli olması ve devrede olmaları halinde verilecek olan reaktif güç kontrolüne ilişkin talimatlar öncelikle YHPYS aracılığıyla bildirilir. YHPYS aracılığıyla bildirilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da bildirilir.
(2) Reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin TEİAŞ ile yan hizmet anlaşması bulunan üretim tesislerinde ünitelerin nominal aktif güçlerinin, aşırı ikazlı olarak 0,85, düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörlerine karşılık gelen reaktif güç değerlerinde çıkış vermesini sağlayan kapasitenin üzerindeki reaktif güç kapasitesi sağlaması gerekli olması halinde söz konusu üretim tesislerine öncelikle 44 üncü madde uyarınca yük atma talimatı verilir. Daha sonra bu üretim tesislerine reaktif güç kontrolüne ilişkin talimatlar YHPYS aracılığıyla bildirilir.
Reaktif güç kontrolü hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 43 – (1) Reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin TEİAŞ ile yan hizmet anlaşması bulunan, rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerine Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen sınırlar dâhilindeki reaktif güç kontrolüne katılımları karşılığında ücret ödenmez. Diğer üretim tesislerinde ise ünitelerin nominal aktif güçlerinin, aşırı ikazlı olarak 0.85, düşük ikazlı olarak da 0.95 güç faktörlerine karşılık gelen reaktif güç değerleriyle, ünitelerin nominal aktif gücü ve minimum kararlı üretim düzeyleri arasındaki her noktada reaktif güç kontrolüne katılımları karşılığında ücret ödenmez.
(2) (Değişik:RG-12/1/2018-30299)(1) Reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin TEİAŞ ile yan hizmet anlaşması bulunan üretim tesislerinin senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sistemden çektikleri aktif elektrik enerjisi maliyetleri ile senkron kompanzasyon hizmeti sunulmasına ilişkin yatırım, işletme, bakım ve sistem kullanım ve işletim bedeli maliyetlerini karşılamak üzere ödenecek ücret 45 inci madde hükümleri çerçevesinde hesaplanır.
Aktif çıkış gücü değişim talimatları
MADDE 44 – (1) Reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin TEİAŞ ile yan hizmet anlaşması bulunan üretim tesislerindeki ünitelerin 42 nci madde kapsamında aktif güç çıkışının düşürülmesi ihtiyacı olduğunda gereken çıkış gücü değişimleri, ilgili üretim tesislerinin dengeleme güç piyasası kapsamında sunmuş oldukları yük atma tekliflerinin kabul edilmesi suretiyle sağlanır. Bu amaçla verilen talimatlar dengeleme güç piyasası kuralları çerçevesinde ele alınarak, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar olarak değerlendirilir.
Senkron kompansatör olarak çalışma hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 45 – (1) Reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin TEİAŞ ile yan hizmet anlaşması bulunan tüzel kişilerin adlarına kayıtlı bulunan üretim tesislerinin senkron kompansatör olarak çalışmak suretiyle sağladığı reaktif güç kontrolü hizmeti için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ödenecek senkron kompanzasyon tutarı aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) SKTp,d: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı üretim tesislerinin “d” döneminde senkron kompansatör olarak çalışmasından dolayı tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b) SMFd,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca hesaplanarak, “d” döneminin “s” saatine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılmasında esas alınan saatlik dengesizlik fiyatını (TL/MWh),
c) NPTFd,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca hesaplanarak, “d” döneminin “s” saatine ilişkin nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
ç) AEEÇMp,u,d,s: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisinin “d” döneminin “s” saatindeki aktif elektrik enerjisi çekiş miktarını (MWh),
d) SKHBp,u,d: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisi için “d” döneminde geçerli olan senkron kompanzasyon hizmet bedelini (TL),
e) k: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları çerçevesinde, “d” döneminin “s” saatine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılmasında esas alınmak üzere Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenen negatif enerji dengesizliği halinde kullanılan katsayıyı,
f) l: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı üretim tesisi sayısını,
g) m: “d” döneminde yer alan saat sayısını
ifade eder.
(3) Senkron kompanzasyon hizmeti sunulmasına ilişkin yatırım, işletme, bakım ve sistem kullanım ve işletim bedeli maliyetlerini yansıtan aylık senkron kompanzasyon hizmet bedeli aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(4) Üçüncü fıkradaki formülde geçen;
a) SKHBp,u,d: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisi için “d” döneminde geçerli olan senkron kompanzasyon hizmet bedelini (TL),
b) SMFd,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca hesaplanarak, “d” döneminin “s” saatine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılmasında esas alınan saatlik sistem marjinal fiyatını (TL/MWh),
c) NPTFd,s: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları uyarınca hesaplanarak, “d” döneminin “s” saatine ilişkin nihai piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
ç) AEEÇMp,u,d,s: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisinin “d” döneminin “s” saatindeki aktif elektrik enerjisi çekiş miktarını (MWh),
d) TSKBp,u,d: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisinin “d” döneminde senkron kompanzasyon hizmetini sağlaması durumunda ödenecek olan, “d” döneminde sistemden çekilen aktif elektrik enerjisinden kaynaklanan ve üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından TEİAŞ’a ödenen tüketim (alış) sistem kullanım ve işletim bedelini (TL),
e) h: Uygulamada yeknesaklığın sağlanması ve eşit taraflar arasında ayrım gözetilmemesini teminen TEİAŞ tarafından her yıl 1 Ocak tarihinden itibaren geçerli olmak üzere belirlenen katsayıyı,
f) k: Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uygulamaları çerçevesinde, “d” döneminin “s” saatine ilişkin dengesizliklerin uzlaştırılmasında esas alınmak üzere Kurul tarafından değeri “0” ile “1” arasında belirlenen negatif enerji dengesizliği halinde kullanılan katsayıyı,
g) m: “d” döneminde yer alan saat sayısını
ifade eder.
Reaktif güç kontrolünün izlenmesi
MADDE 46 – (Başlığı ile Birlikte Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Reaktif güç kontrolü hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin izlenmesi saatlik bazda TEİAŞ ile imzalanan yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar doğrultusunda gerçekleştirilir.
(2) Reaktif güç kontrolü hizmetine katılan yan hizmet birimlerinin izlenmesi gerçekleştirilirken ilgili saatin %20’sinden daha fazla tolerans bandının dışında çalışması durumunda, söz konusu saat için ilgili yan hizmet biriminin reaktif güç kontrolü hizmetini sağlamadığı kabul edilir.
(3) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmeti sağlamakla yükümlü olan üretim tesislerinin izlenmesi ve bu hizmetlerin sağlanıp sağlanamadığının tespiti amacıyla TEİAŞ öncelikli olarak TEİAŞ SCADA sistemi ve/veya TEİAŞ güç kalitesi çözümleme cihazları vasıtasıyla elde edilen veri ve bilgileri kullanır. İhtiyaç olması halinde üretim tesislerinde bulunan kayıt cihazlarından elde edilen veri ve bilgiler ile YHPYS aracılığıyla yapılan bildirimler de dikkate alınır. Söz konusu verilerin bulunmadığı durumlarda reaktif güç kontrol hizmetinin sağlanmamış olduğu kabul edilir.
(4) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmeti sağlamakla yükümlü olan üretim tesisleri, Elektrik Şebeke Yönetmeliği uyarınca hizmet verir. Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmetinin sağlanmaması, hizmete ilişkin veri gönderim yükümlüğünün yerine getirilmemesi veya geçici kabul veya nükleer güç santralleri için ön kabul tarihi itibarıyla 120 gün içerisinde reaktif güç kontrolüne ilişkin test raporunun TEİAŞ’a sunulmaması halinde ilgili üretim tesisi sahiplerine uygulanacak cezai şartlar, reaktif güç kontrolü sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmasında yer alır.
(5) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Reaktif güç kontrolü veya senkron kompanzasyon hizmeti sağlamakla yükümlü olan üretim tesislerinin haberleşme ve kontrol sinyallerinin karşılıklı olarak ve doğru biçimde iletildiğinin tespiti amacıyla Point-to-Point testlerini de başarı ile tamamlamaları zorunludur.
(6) (Mülga:RG-21/1/2025-32789)
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Oturan Sistemin Toparlanması
Oturan sistemin toparlanması hizmeti tedarik esasları
MADDE 47 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilme özelliğine sahip olan ve TEİAŞ tarafından oluşturulan sistem toparlanma planında yer alan üretim tesislerine veya TEİAŞ tarafından oluşturulan sistem toparlanma planında yer alan elektrik depolama tesislerine sahip tüzel kişilerin bu Yönetmelikte tanımlandığı şekilde oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması imzalaması zorunludur.
Oturan sistemin toparlanması hizmeti tedarik süreci
MADDE 48 – (Mülga:RG-27/1/2021-31377)
Oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları
MADDE 49 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin olarak TEİAŞ tarafından hazırlanan sistem toparlanma planında yer alan yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında, TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan, oturan sistemin toparlanmasına ilişkin standart yan hizmet anlaşması imzalanır. Yan hizmet piyasa katılımcısı her bir tüzel kişi ile yan hizmet birimlerinden adlarına kayıtlı olanları kapsayacak şekilde oturan sistemin toparlanmasına ilişkin tek bir yan hizmet anlaşması imzalanır.
(2) Yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında oturan sistemin toparlanmasına ilişkin olarak imzalanacak yan hizmet anlaşmaları en az aşağıdaki bilgi ve belgeleri içerir:
a) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) TEİAŞ’ın sistem toparlanma planına uyumlu olacak şekilde anlaşmanın kapsadığı süre,
b) Anlaşmanın ilgili tüzel kişi adına kayıtlı yan hizmet birimlerinden hangilerini kapsadığı ve bu yan hizmet biriminin teknik özellikleri,
c) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Oturan sistemin toparlanması hizmetinin sunulacağının anlaşma süresince garanti edilmek üzere anlaşmanın imzalanma tarihinden itibaren 90 (doksan) gün içerisinde oturan sistemin toparlanması performans testlerinin gerçekleştirilerek oturan sistemin toparlanması yan hizmet sertifikasının TEİAŞ’a sunulacağına dair taahhütname,
ç) (Mülga:RG-27/1/2021-31377)
d) (Değişik:RG-1/4/2021-31441) Anlaşma kapsamında bulunan yan hizmet birimine ait yan hizmet birimi ve tüzel kişilik adına anlaşmayı imzalamaya yetkili personele ait sicil tasdiknamesi veya vekâletname.
(3) Oturan sistemin toparlanması hizmetini sağlamak üzere seçilen yan hizmet birimleri, gerektiğinde sistem toparlanma planı ve Elektrik Şebeke Yönetmeliği hükümleri uyarınca hizmet verir.
Oturan sistemin toparlanması hizmetinin ücretlendirilmesi
MADDE 50 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Adına kayıtlı bulunan üretim tesisleri için yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere, oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin hizmet verilmesi halinde ödenecek tutar aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) OSTTp,d: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin “d” döneminde sağladığı oturan sistemin toparlanması hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b) KYMp,u,d: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisinin “d” döneminde, oturan sistemin toparlanması hizmeti sırasında kullandığı yakıt miktarını,
c) BYBFp,u,d: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisinin “d” döneminde, oturan sistemin toparlanması hizmeti sırasında bildirilen yakıt fiyatını,
ç) k: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı üretim tesisi sayısını,
ifade eder.
(3) Adına kayıtlı bulunan yan hizmet birimi niteliğindeki elektrik depolama tesisleri için yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişilere, oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin hizmet verilmesi halinde ödenecek tutar aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(4) Üçüncü fıkradaki formülde geçen;
a) OSTTp,d: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin “d” döneminde sağladığı oturan sistemin toparlanması hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),
b) KEMp,y,d: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “y” yan hizmet biriminin “d” döneminde, oturan sistemin toparlanması hizmeti sırasında kullandığı elektrik miktarını ( MWh),
c) OPTFp,y,d: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “y” yan hizmet biriminin “d” döneminde, oturan sistemin toparlanması hizmeti sırasında kullanılan elektriğin bir gün önceki gün öncesi piyasasında oluşan 24 saatlik ortalama nihai kısıtsız piyasa takas fiyatını (TL/MWh),
ç) k: Yan hizmet piyasa katılımcısı “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı yan hizmet birimi sayısını,
ifade eder.
(5) Birinci ve üçüncü fıkralarda belirtilen ödemeler sadece oturan sistemin toparlanması yan hizmet anlaşması bulunan yan hizmet birimlerine yapılır.
Oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin yerine getirmeme bedelleri
MADDE 51 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Bir yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişinin oturan sistemin toparlanması hizmeti vermek üzere anlaşma imzalamış olduğu yan hizmet biriminin, hizmetin verilmesini imkansız hale getirecek şekilde planlı bakım ve önceden bildirilmiş plansız bakım onarım ve arıza durumları ile mücbir sebepler hariç olmak üzere hizmeti sağlayacak şekilde hazır bulundurulmadığının ya da sistem işletmecisinden talimat aldığı halde oturan sistemin toparlanması hizmetini sağlamadığının tespit edilmesi durumunda ilgili yan hizmet piyasa katılımcısı tüzel kişi ihlalin gerçekleştiği fatura dönemi için hizmeti yerine getirmemiş sayılır. Yükümlülüklerini yerine getirmeyen yan hizmet piyasası katılımcılarına; ihlalin gerçekleştiği tarih itibarıyla, tarifesi en yüksek olan bölgeye ait birim sabit sistem kullanım tarifesinin (TL/MW-yıl) %1’i (yüzde biri) ile hizmeti yerine getirmeyen yan hizmet biriminin elektriksel kurulu gücünün (MW) çarpılmasıyla hesaplanan yerine getirmeme bedeli uygulanır.
(2) Ayrıca TEİAŞ, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek, doğrulayıcı bilgi ve belgeler ile birlikte Kuruma başvurur.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Bölgesel Kapasite Kiralama Hizmetinin Tedarik Edilmesine İlişkin Usul ve Esaslar
Bölgesel kapasite kiralamanın esasları
MADDE 52 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Kanunun 20 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca TEİAŞ, sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere, bu Yönetmelik ile düzenlenen usul ve esaslar çerçevesinde bölgesel kapasite kiralamak amacıyla ihale yapabilir.
(2) TEİAŞ, bölgesel kapasite kiralama hizmeti tedarik etmek üzere, ihtiyacın niteliğine ve ihale ilanında belirlenecek katılım kriterlerine göre, hizmete ihtiyaç duyulan bölge veya bölgelerde üretim tesisi bulunan üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ve/veya üretim tesisini TEİAŞ’ın ihale ilanında belirleyeceği bölge veya bölgelere taşıyabilecek üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ve/veya TEİAŞ’ın vereceği süre içinde hizmete ihtiyaç duyulan bölge veya bölgelerde yapacağı yatırım ile bölgesel kapasite kiralama hizmeti sunabilecek tüzel kişiler arasında ihale düzenleyebilir.
(3) Hizmet kapsamında yer alacak üretim tesisinin TEİAŞ tarafından ihale ilanında ilan edilen bölge veya bölgeler dışında kurulu olması ve üretim tesisini taşıma yoluyla hizmet verecek olması halinde lisans tadil işlemleri ile diğer onay ve izinlerin alınması, tesisin kurulması ve taahhüt edilen zamanda ticari işletmeye başlaması; bölgesel kapasite kiralama hizmeti vermek üzere yeni yatırım yapılması halinde ise ilgili mevzuat çerçevesinde lisansının alınması, kurulması ve taahhüt edilen zamanda ticari işletmeye başlaması ile ilgili tüm görevler ihalede seçilen tüzel kişilerin sorumluluğunda yürütülür.
(4) Tüzel kişiler ihalede yıllık kapasite bedeli ve birim enerji bedeli teklif ederler. Teknik yeterliliği sağlayan tesisler arasından seçim, 55 inci maddede belirtilen formül çerçevesinde hesaplanan MW başına birim kapasite kiralama bedeli dikkate alınarak yapılır.
(5) Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bulunan bir üretim tesisinin bakım dönemi haricinde, dengeleme güç piyasasına anlaşma hükümlerine uygun şekilde teklif vermesi ve anlaşma süresince ihale ilanında belirtilen ve anlaşmada yer alan asgari çalışma sürelerine uygun olarak üretim yapması esastır.
(6) Anlaşma yapılan tüzel kişilere, anlaşmada yer alan hizmet başlangıç tarihinden itibaren ihalede teklif edilen kapasite bedeli aylık olarak ödenmeye başlanır. Ödenen kapasite bedelleri TEİAŞ tarafından sistem işletim bedelleri aracılığıyla karşılanır.
(7) Anlaşma yapılan tüzel kişiler, anlaşmada yer alan hizmet başlangıç tarihinden itibaren, asgari çalışma sürelerine uygun olarak üretim yapmak maksadıyla ikili anlaşma yoluyla ve/veya organize toptan satış piyasaları vasıtasıyla enerjisinin satışını gerçekleştirmesi esastır. Bölgesel kapasite kiralaması kapsamında ihaleye teklif edilen birim enerji fiyatı, ilgili üretim tesisi için anlaşma süresince dengeleme güç piyasasındaki teklif tavan fiyatını teşkil eder. Dengeleme güç piyasası vasıtasıyla satılan enerjinin bedeli ise, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri uyarınca karşılanır.
Bölgesel kapasite ihtiyacının belirlenmesi
MADDE 53 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Elektrik Şebeke Yönetmeliği kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan ve bir yıl boyunca puant yükün karşılanamama olasılığını içeren üretim güvenliği kriterini de dikkate almak suretiyle bölgesel kapasite ihtiyacı TEİAŞ tarafından tespit edilir. Bölgesel kapasite ihtiyacının belirlenmesi süreci yıllık olarak TEİAŞ tarafından aşağıdaki adımlar takip edilerek gerçekleştirilir:
a) TEİAŞ, sınırlarını oluşturan iletim sistemi bağlantı noktalarında büyük çaplı iletim kısıtlarının beklendiği iletim sistemi bölgelerini belirler veya Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği gereği birden fazla teklif bölgesi belirlenmiş olması durumunda, belirlenen teklif bölgelerini dikkate alır.
b) TEİAŞ takip eden 2 yıl için bölgesel bazda puant yükün karşılanamama olasılığını en az aşağıdaki hususları bölgesel bazda dikkate alarak hesaplar:
1) Talep tahmini ve tahmin hatası olasılık dağılımı.
2) Mevcut üretim tesislerinin emre amadelik ve fiili çalışma durumları.
3) Bakım gereksinimleri.
4) İnşası devam eden üretim tesislerinin ilerleme durumları.
5) Hidrolik ve diğer yenilenebilir üretim tesislerinin üretimleri.
6) Bölgeler arası iletim kapasitelerinin emre amadelik ve fiili yüklenme durumları.
c) TEİAŞ tarafından bölgesel bazda hesaplanan puant yükün karşılanamama olasılığı, Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde puant yükün karşılanamama olasılığı için tanımlanmış olan hedef değer ile karşılaştırılır. TEİAŞ tarafından bölgesel bazda hesaplanan puant yükün karşılanamama olasılığının Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen hedef değerin üstünde olduğu tespit edilen bölgeler için bölgesel kapasite ihtiyacı tespiti yapılır.
ç) Bölgesel kapasite ihtiyacının miktarı, ilgili bölgenin puant yükün karşılanamama olasılığını Elektrik Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen hedef değere getirecek kapasite miktarı dikkate alınarak tespit edilir.
Bölgesel kapasite kiralama ihalesi süreci
MADDE 54 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin ihale TEİAŞ tarafından ön yeterlik ve ihale olmak üzere iki aşamada sonuçlandırılır. İhaleye üretim lisansı sahibi tüzel kişiler veya yeni üretim tesisi yatırımı yapmak isteyen tüzel kişiler başvurabilirler.
(2) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Ön yeterlik ve ihale süreci, ihale ilanının TEİAŞ tarafından resmi internet sitesinde yayımlanması ile başlar. İhale ilanında, ihalenin geçerli olduğu bölgeler, bölgeler bazında ihtiyaç duyulan kapasite miktarı, mevcut üretim tesislerini hizmetin alınacağı bölge veya bölgelere taşıma yoluyla başvurmak isteyen tüzel kişiler için başvuru yapabilecek bölgeler, tekliflerin seçilmesi sırasında hesaplanan birim teklif fiyatına ve anlaşma kapsamında hizmet sağlayıcılara yapılacak aylık ödemelerin hesaplanmasında esas alınacak ve teknoloji bazında belirlenecek olan aylık asgari üretim süreleri, hizmetin başlangıç tarihi, anlaşma süresi, teklif edilecek yıllık kapasite bedeli ve birim enerji bedelinin ne şekilde güncelleneceğine ilişkin bilgiler yer alır. TEİAŞ, sistem ihtiyaçlarını gözetmek suretiyle, asgari aylık çalışma süresini günün belirli saatlerine özgü olmak üzere sınırlandırarak ilan edebilir.
(3) Ön yeterlik, teklif edilen tesislerin ihtiyaca cevap verme yeterliklerinin tespit edilmesi amacıyla yapılır. Ön yeterlilik teklifleri TEİAŞ tarafından Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve hazırlanacak olan ön yeterlilik şartnamesi hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.
(4) Ön yeterlik değerlendirmesi sonucunda yeterli bulunan adaylar yazılı olarak ihaleye davet edilir. İhaleye sunulan teklifler TEİAŞ tarafından bu Yönetmelik, Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve hazırlanacak olan ihale şartnamesi hükümleri çerçevesinde değerlendirilir. TEİAŞ tarafından gerekli görülmesi durumunda ihalede bir teklif üst limiti uygulanabilir.
(5) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) İhale neticesinde seçilen üretim lisansı sahibi tüzel kişilerle TEİAŞ arasında, 56 ncı madde uyarınca, ihalede ilan edilen hizmetin başlangıç tarihinden itibaren geçerli olmak üzere bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması imzalanır. İhale neticesinde seçilen yeni yapılacak yatırımlar için, Kurum tarafından üretim lisansı verilmesini müteakip, ticari işletmeye geçmiş olan üretim tesisi sahibi tüzel kişi veya kişilerle ihalede ilan edilen hizmetin başlangıç tarihinden itibaren geçerli olmak üzere bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması imzalanır.
Bölgesel kapasite kiralanması hizmeti sağlayabilecek üretim tesislerinin seçilmesi
MADDE 55 – (1) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Bölgesel kapasite kiralanması hizmeti sağlayabilecek üretim tesislerinin seçilmesine esas bölgesel kapasite kiralama birim fiyatı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) BKKBFu,t: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi için hesaplanan bölgesel kapasite kiralama birim fiyatını (TL/MW),
b) EFu,t: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi tarafından teklif edilen birim enerji fiyatını (TL/MWh),
c) BKKTKu,t: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi tarafından bölgesel kapasite kiralanması kapsamında teklif edilen kapasiteyi (MW),
ç) TYÜSu,t: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi için TEİAŞ tarafından ihale duyurusunda ilan edilen asgari yıllık üretim süresini (saat),
d) YKTFu,t: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisinin teklif ettiği yıllık kapasite teklif fiyatını (TL),
e) k: Bölgesel kapasite kiralama hizmeti kapsamında, TEİAŞ tarafından yürütülen tedarik sürecinde teklif edilecek birim enerji fiyatının, hizmet sağlayacak üretim tesislerinin seçilmesinde esas alınacak olan bölgesel kapasite kiralama birim fiyatı içerisindeki ağırlığını belirleyecek olan ve TEİAŞ tarafından ihale ilanında belirtilen katsayıyı,
ifade eder.
(3) Bölgesel kapasite kiralanması hizmeti sağlamak üzere geçerli teklifi bulunan her bir üretim tesisi için birinci fıkrada belirtilen formüle göre bölgesel kapasite kiralama birim fiyatı TEİAŞ tarafından hesaplanır. Hesaplanan birim fiyatlar, fiyat sırasına dizilerek ihale şartnamesinde belirtilen miktarı sağlayacak kadar teklif seçilir.
Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları
MADDE 56 – (1) Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin olarak 55 inci madde uyarınca seçilen tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin standart yan hizmet anlaşmaları imzalanır. Her bir üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi ile ihaleler neticesinde seçilen üretim tesislerinden her biri için bölgesel kapasite kiralamasına ilişkin ayrı ayrı yan hizmet anlaşması imzalanması esastır.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin olarak imzalanacak yan hizmet anlaşmalarının en az aşağıdaki bilgi ve belgeleri içermesi esastır;
a) (Değişik:RG-27/1/2021-31377) Mevcut üretim tesisleri, mevcut üretim tesislerine ünite eklenmesi ve mobil santraller için 2, yeni yapılacak olan veya taşınacak üretim tesisleri için 8 yıldan fazla olmamak üzere anlaşmanın kapsadığı süre,
b) İhtiyaç duyulması halinde hizmetin sunulacağının anlaşma süresince garanti edildiğini gösterir taahhütname,
c) Anlaşma kapsamındaki üretim tesisinin teknik özellikleri,
ç) Anlaşma kapsamındaki üretim tesisi için ihale sonucu belirlenen enerji fiyatı ve yıllık kapasite teklif fiyatı.
(3) Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan üretim tesislerinin gerektiğinde Elektrik Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ve bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması hükümleri uyarınca hizmet vermeleri esastır.
(4) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi üretim tesisinin diğer yan hizmetlere katılımını ve şebeke uyumuna yönelik diğer yükümlülüklerini ilgili mevzuat hükümleri uyarınca yerine getirir.
Bölgesel kapasite kiralamanın ücretlendirilmesi
MADDE 57 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Adına kayıtlı bulunan üretim tesisi için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ilgili fatura dönemine ilişkin yan hizmet anlaşmasında yer alan asgari çalışma süresinin en az üçte ikisi (2/3) kadar çalışması halinde bölgesel kapasite kiralanması hizmetine ilişkin olarak ödenecek aylık kapasite ücreti aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) BKKBp,f: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisine, “f” fatura döneminde sağladığı bölgesel kapasite kiralanması hizmetinden dolayı alacak olarak tahakkuk ettirilecek bölgesel kapasite kiralama bedelini (TL),
b) YKTFp,u: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisi için teklif ettiği yıllık kapasite teklif fiyatını (TL),
c) FÜSp,u,f: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisinin “f” fatura dönemi boyunca fiilen üretim yaptığı süreyi (saat),
ç) AÜSu,t,f: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi için ihale ilanında ve yan hizmet anlaşmasında “f” fatura dönemine özgü belirlenmiş olan asgari aylık çalışma süresini (saat),
d) n: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı ve bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması bulunan üretim tesisi sayısını,
e) TYÜSu,t: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi için TEİAŞ tarafından ilan edilen ve yan hizmet anlaşmasında yer alan asgari yıllık üretim süresini (saat),
ifade eder.
(3) Birinci fıkrada belirtilen formüle göre hesaplanan aylık kapasite ücretinin ödenmesine, üretim tesisinin hizmet vermeye başlamasının ardından başlanır.
(4) Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması bulunan bir üretim lisansı sahibi tüzel kişiye, ilgili yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan üretim tesisi veya üretim tesislerinin bir fatura dönemi boyunca ilgili fatura dönemine özgü olarak ihale ilanında belirtilmiş olan ve yan hizmet anlaşmasında yer alan aylık asgari çalışma süresinin en az üçte ikisine eşit veya üçte ikisinden fazla süre ile çalışması halinde, birinci fıkra uyarınca hesaplanan bölgesel kapasite kiralama bedeli ödenir.
Bölgesel kapasite kiralanması hizmetine ilişkin cezai yaptırımlar
MADDE 58 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması bulunan bir üretim lisansı sahibi tüzel kişiye; ilgili yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan bir üretim tesisi için bakım dönemi ve arıza halleri haricinde dengeleme güç piyasasına anlaşma hükümlerine uygun şekilde teklif vermemesi ve/veya ilgili yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan bir üretim tesisinin bir fatura dönemi boyunca ilgili fatura dönemine özgü olarak ihale ilanında belirtilmiş olan ve yan hizmet anlaşmasında yer alan aylık asgari üretim süresinin üçte ikisinden daha az süre ile çalışması durumlarında; söz konusu fatura döneminde ilgili üretim tesisine ilişkin ödeme yapılmaz.
(2) Bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması bulunan bir üretim lisansı sahibi tüzel kişiye, ilgili yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan üretim tesisi ve/veya üretim tesislerinin bir fatura dönemi boyunca ilgili fatura dönemine özgü olarak ihale ilanında belirtilmiş olan ve yan hizmet anlaşmasında yer alan aylık asgari çalışma süresinden daha az süre ile çalışması, ancak söz konusu üretim tesisi ve/veya üretim tesislerinin ilgili fatura dönemi boyunca çalıştığı süre söz konusu asgari çalışma süresinin üçte ikisine eşit veya üçte ikisinden daha fazla olduğu için birinci fıkra kapsamında yer almaması halinde, aşağıda verilen formül uyarınca yerine getirmeme bedeli yansıtılır:
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
a) BKKYGBp,f: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisine, “f” fatura döneminde sağladığı bölgesel kapasite kiralanması hizmetinden dolayı tahakkuk ettirilecek bölgesel kapasite kiralama yerine getirmeme bedelini (TL),
b) YKTFp,u: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisi için teklif ettiği yıllık kapasite teklif fiyatını (TL),
c) FÜSp,u,f: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı “u” üretim tesisinin “f” fatura dönemi boyunca fiilen üretim yaptığı süreyi (saat),
ç) AÜSu,t,f: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi için ihale ilanında ve yan hizmet anlaşmasında “f” fatura dönemine özgü belirlenmiş olan asgari aylık çalışma süresini (saat),
d) n: Üretim faaliyeti gösteren “p” tüzel kişisinin adına kayıtlı ve bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması bulunan üretim tesisi sayısını,
e) TYÜSu,t: “t” teknolojisine sahip “u” üretim tesisi için TEİAŞ tarafından ilan edilen ve yan hizmet anlaşmasında yer alan asgari yıllık üretim süresini (saat),
ifade eder.
ONUNCU BÖLÜM
Bildirimler, Faturalama ve Ödemeler
Yan hizmetlerin temin edilmesi kapsamındaki bildirimler
MADDE 59 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Yan hizmetlerin tedarik edilmesi kapsamındaki duyurular ve verilen talimatlar ilgili yan hizmeti sağlayan tüzel kişilere öncelikle YHPYS aracılığıyla bildirilir. YHPYS aracılığıyla bildirilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da teyit edilebilir.
(2) Yan hizmeti sağlayan tüzel kişiler, YHPYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, YHPYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, sistem işletmecisi tarafından YHPYS’ye aktarılır.
(3) YHPYS üzerinden yapılan talimat bildirimlerinde YHPYS kayıtları esas alınır. İlgili talimat bildiriminin diğer iletişim kanalları da kullanılarak yapılmış olması durumunda kullanılan iletişim kanallarına ilişkin kayıtlara da başvurulur. Sistem işletmecisi ile yan hizmeti sağlayan tüzel kişi arasında uyuşmazlık çıkması durumunda talimatın verildiği yük tevzi merkezindeki ses kayıt sisteminde bulunan ses kayıtları geçerlidir.
Ödeme bildirimleri
MADDE 60 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere, sağladıkları hizmet sonucu yapılması gereken ödemeleri içeren ödeme bildirimleri EPİAŞ tarafından hazırlanarak hizmetin tedarik edildiği ayı izleyen ayın yedinci gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar ilgili tüzel kişilere duyurulur. Bu bildirimlerde ilgili tüzel kişi tarafından hizmete konu ay boyunca sağlanmış olan tüm yan hizmetlere ilişkin ödeme miktarları ayrı ayrı olarak belirtilir.
(2) Ödeme bildirimlerinin hazırlanması için, ilgili tüzel kişiler ve/veya tesislere ilişkin sistem işletmecisi tarafından aşağıdaki bilgiler sağlanır:
a) Tüzel kişilerin/tesislerin yan hizmet sağlamaları için verilen talimatların başlangıç ve bitiş süreleri ve talimat miktarları.
b) İzleme sonucu tüzel kişilerin/tesislerin fiilen yan hizmet sağladıkları süre, devreye girme sayıları ve izleme esaslarına dayalı olarak sağladığı belirlenen yan hizmet miktarı.
(3) Ödeme bildirimlerinin hazırlanması için, ilgili tüzel kişiler ve/veya tesislere ilişkin YHPYS aracılığıyla TEİAŞ tarafından aşağıdaki bilgiler sağlanır:
a) Saatlik sistem marjinal fiyatları.
b) Sayaçtan ölçülen veriş-çekiş miktarları.
c) Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları.
ç) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki verilen yük alma, yük atma talimatları.
(4) Ödeme bildirimlerinin hazırlanması için, ilgili tüzel kişiler ve/veya tesislere ilişkin katılım anlaşmaları, yan hizmet anlaşmaları veya ilgili Kurul kararı vasıtasıyla TEİAŞ tarafından aşağıdaki bilgiler sağlanır:
a) Birim hizmet bedeli veya tedarik süreci sonucunda belirlenen veya ihalede oluşan kapasite bedeli.
b) Yan hizmet teklif fiyatı ve miktarı.
(5) Oturan sistemin toparlanması hizmeti için kullanılan yakıt veya elektrik miktarı ve yakıt fiyatı bilgileri yan hizmet sağlayan ilgili tüzel kişi tarafından TEİAŞ’a sağlanır.
(6) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) İkinci, üçüncü, dördüncü ve beşinci fıkralarda yer alan bilgiler her ayın dördüncü gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar TEİAŞ tarafından belirlenen formatta EPİAŞ’a bildirilir.
(7) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) TEİAŞ, yan hizmet sağlayan tüzel kişilere, sağladıkları hizmet esnasında yerine getirmedikleri yükümlülükleri sebebiyle uygulanan yerine getirmeme bedellerini her ayın dördüncü gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar YHPYS aracılığıyla bildirir. Bu bildirimlerde ilgili tüzel kişi tarafından söz konusu ay boyunca maruz kalınan ve hesaplanmış yerine getirmeme bedelleri her bir yan hizmet için ayrı ayrı olarak belirtilir.
(8) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) İlgili tüzel kişiler, birinci fıkra kapsamındaki ödeme bildirimlerine ilişkin itirazlarını EPİAŞ’a, yedinci fıkra kapsamındaki yerine getirmeme bedellerine ilişkin bildirimlerine ilişkin itirazlarını TEİAŞ’a yapar. İtiraz yapılan kuruluş, itirazların ilgili ayı takip eden ayın onuncu gününe kadar yapılması halinde ilgili ayın on üçüncü günü mesai bitimine kadar itirazların değerlendirilmesini sonuçlandırır. Ayın onuncu gününden sonra yapılan itirazlar, 63 üncü madde kapsamında sonuçlandırılır. TEİAŞ kendisine yapılan itiraz sonuçlarını da değerlendirmesi sonucunda ortaya çıkan reaktif güç kontrolü dışındaki yerine getirmeme bedellerine ilişkin miktarları, nihai ödeme bildirimine dahil etmek üzere ilgili ayın on üçüncü gününden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar EPİAŞ’a bildirir. Her iki ödeme bildiriminin sonucunda ortaya çıkan nihai ödeme bildirimleri, TEİAŞ tarafından yerine getirmeme bildirimlerinin EPİAŞ’a bildirilmesinden sonraki ilk iş gününün sonuna kadar EPİAŞ tarafından ilgili tüzel kişilere bildirilir.
(9) (Ek:RG-21/1/2025-32789) İlgili gerçek/tüzel kişiler, reaktif güç kontrolü hizmeti yerine getirmeme bildirimlerine ilişkin itirazlarını TEİAŞ’a ilgili ayı takip eden ayın onuncu gününe kadar yapması durumunda TEİAŞ, bu itirazları ilgili ayın on üçüncü günü mesai bitimine kadar sonuçlandırır. Ayın onuncu gününden sonra yapılan itirazları TEİAŞ, 63 üncü madde kapsamında sonuçlandırır.
Faturalama
MADDE 61 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Yan hizmet sağlayan tüzel kişiler sağladıkları hizmete ilişkin faturaları, EPİAŞ tarafından kendilerine gönderilen nihai ödeme bildirimleri ile tutarlı olacak şekilde ilgili ayın on beşinci gününden itibaren 7 (yedi) gün içinde düzenleyerek TEİAŞ’a iletir.
(2) TEİAŞ, yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin yerine getirmedikleri yükümlülükleri sebebiyle uygulanan yerine getirmeme bedellerine ilişkin faturaları, EPİAŞ tarafından yayımlanan nihai ödeme bildirimleri ile tutarlı olacak şekilde ilgili ayın on beşinci gününden itibaren 7 (yedi) gün içinde düzenleyerek yan hizmet sağlayan ilgili tüzel kişilere iletir.
Ödeme, tahsilat ve itirazlar
MADDE 62 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere, EPİAŞ tarafından bildirilen nihai ödeme bildirimleri ile tutarlı şekilde düzenlenmiş faturaların bedelleri, faturanın tebliğ tarihini takip eden on beş iş günü içinde TEİAŞ tarafından ödenir.
(2) Nihai ödeme bildirimleri ile tutarlı şekilde TEİAŞ tarafından düzenlenmiş yerine getirmeme bedellerine dair faturaların bedelleri, faturanın tebliğ tarihini takip eden on beş iş günü içinde ilgili piyasa katılımcısı ve/veya yan hizmet sağlayan tüzel kişiler tarafından TEİAŞ’a ödenir.
(3) Nihai ödeme bildirimleri ile tutarlı şekilde düzenlenmemiş faturalara, TEİAŞ, faturanın tebliğ tarihinden itibaren 7 (yedi) iş günü içinde itirazda bulunarak faturayı iade eder. İade edilen faturaya ilişkin herhangi bir ödeme gerçekleştirilmez. Yeniden düzenlenen faturanın bedeli, yeniden düzenlenen faturanın tebliğ tarihini takip eden 15 (on beş) iş günü içinde TEİAŞ tarafından ödenir.
(4) Yan hizmet sağlayan tüzel kişiler ve piyasa katılımcıları faturanın tebliğ tarihinden itibaren 7 (yedi) iş günü içinde faturalara ilişkin TEİAŞ’a yazılı olarak itirazda bulunabilir. Yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin veya piyasa katılımcılarının faturalara itirazda bulunmaları, ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. TEİAŞ, kendisine yapılan itirazın sebebine göre kayıt bilgilerini ve uzlaştırma hesaplamalarını incelemek suretiyle itirazın haklılığını araştırır. Maddi hatalar derhal, maddi hatalar dışındaki itiraz başvuruları 20 (yirmi) iş günü içerisinde TEİAŞ tarafından sonuçlandırılır. İtirazın haklı bulunması durumunda ve/veya TEİAŞ’ın bir itiraz olmaksızın yapılan bir hatayı tespit etmesi halinde, gerekli düzeltme işlemi yapılır. TEİAŞ’ın ulaştığı sonuca ilişkin ihtilaflar, yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin veya piyasa katılımcılarının TEİAŞ’ın ulaştığı sonucun kendilerine bildirildiği tarihi takip eden 20 (yirmi) iş günü içerisinde başvurmaları halinde Kurum tarafından incelenir.
(5) İlgili tarafların belirtilen fatura bedellerini bu maddede belirtilen süre içinde ödememesi durumunda, süresinde ödenmeyen fatura bedellerine gecikme faizi uygulanır. Bu oran 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranıdır.
(6) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin veya piyasa katılımcılarının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden 15 (on beş) iş günü içerisinde ödememesi halinde, ilgili tarafın temerrüt durumuna düştüğü kabul edilir. Temerrüt durumuna düşen tarafın yapması gereken ödemeler, yasal yollar saklı kalmak üzere öncelikle varsa ilgili tüzel kişinin TEİAŞ’taki alacaklarından mahsup edilir.
Düzeltme işlemleri
MADDE 63 – (Değişik: RG-17/12/2024-32755)
(1) Bir önceki fatura döneminde sağlanan yan hizmetlere ilişkin 60 ıncı maddede belirtilen süre içinde tespit edilemeyen hatalara ilişkin itirazlar Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 133 üncü maddesinde belirtilen süreler dahilinde yazılı olarak yapılır. Yan hizmet sağlayan tüzel kişiler tarafından yapılan ödeme bildirimlerine ilişkin itirazların içeriğine uygun olarak EPİAŞ veya TEİAŞ tarafından değerlendirilmesi sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler EPİAŞ tarafından gerçekleştirilir. İtirazın sonuçlandırılmasını takiben EPİAŞ tarafından ilgili yan hizmet faaliyetini gösteren tüzel kişiye sistem üzerinden bildirim yapılır. Yapılan düzeltme sonucunda, tüzel kişi ya da kişilere yapılması gereken veya tüzel kişi ya da kişilerin yapması gereken ödeme, düzeltmeye ilişkin bildirimin yapıldığı tarihten sonraki ödeme bildiriminde, geçmişe dönük düzeltme kalemi olarak yer alır.
(2) Reaktif güç desteği sağlayan tüzel kişilere yansıtılan yerine getirmeme bedellerine ilişkin itirazlar Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde belirtilen süreler dahilinde TEİAŞ’a yazılı olarak yapılır. Yan hizmet sağlayan tüzel kişiler tarafından yapılan itirazların içeriğine uygun olarak TEİAŞ tarafından değerlendirilmesi sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler TEİAŞ tarafından gerçekleştirilir.
(3) 63/A maddesi kapsamında yapılacak düzeltmeler süre sınırına tabi olmaksızın yapılır.
Gerçeğe aykırı bildirim veya işlemler
MADDE 63/A – (Ek:RG-27/1/2021-31377)
(1) Yan hizmetler piyasası katılımcısı bir tüzel kişinin adına kayıtlı bir yan hizmet biriminden sağladığı hizmete ilişkin gerçeğe aykırı bildirim veya işlemde bulunduğunun ve/veya yanıltıcı bilgi veya belge sağladığının tespit edilmesi halinde, söz konusu yan hizmet biriminin yan hizmet sertifikası ve/veya performans test raporu TEİAŞ tarafından askıya alınabilir ve/veya ilgili yan hizmet biriminden hizmet alımı geçici olarak durdurulabilir. TEİAŞ’ın ilgili yan hizmete ilişkin anlaşmadan doğan hakları saklı kalmak kaydıyla birinci cümlede belirtilen durumun tespit edilmesi halinde, ilgili tüzel kişi hakkında işlem başlatılmak üzere delil niteliğindeki bilgi ve belgeler ile birlikte TEİAŞ tarafından 15 (on beş) iş günü içerisinde Kuruma başvurulur.
ON BİRİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Rekabete aykırı eylem ve işlemler
MADDE 64 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Bu Yönetmelik kapsamında ele alınan herhangi bir yan hizmete ilişkin rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde olduğundan şüphelenilen tüzel kişilere ilişkin Rekabet Kurumunca inceleme yapılmasına dair girişimler; TEİAŞ’ın hakim durumun kötüye kullanılmasına ilişkin rapor düzenleyerek Kuruma sunması ile ya da doğrudan Kurum tarafından başlatılır.
(2) Rekabete aykırı eylem ve işlem içerisinde oldukları Rekabet Kurumunca tespit edilen yan hizmet piyasa katılımcısı adına kayıtlı yan hizmet birimlerine söz konusu yan hizmet tedarik ihalesine katılım zorunluluğu getirilerek bu yan hizmet birimlerinin tekliflerine uygulanacak azami fiyat limitleri Kurul kararı ile en fazla 1 (bir) yıl süre ile yan hizmet birimi bazında düzenlenebilir. Söz konusu düzenlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer.
Devir ve temlik
MADDE 65 – (1) Primer ve sekonder frekans kontrolü hizmetlerine ilişkin tanımlanan yükümlülüklerin transferi hariç olmak üzere, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerle ilgili olarak yapılan devir ve temlikler TEİAŞ’a karşı hüküm ifade etmez. Bu Yönetmelik kapsamındaki haklar ise ancak TEİAŞ’tan onay almak kaydıyla devir veya temlik edilebilir.
Gizlilik
MADDE 66 – (Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde TEİAŞ ilgili tüzel kişiler tarafından verilen bilgi ve belgelerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almakla yükümlüdür.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 67 – (1) 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
EÜAŞ’a ilişkin yan hizmetler yükümlülükleri
GEÇİCİ MADDE 1 – (Başlığı ile Birlikte Değişik:RG-27/1/2021-31377)
(1) Kanunun geçici 12 nci maddesi kapsamında lisans verilmiş olanlar da dahil olmak üzere, Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri modelleri ile mevcut sözleşmeleri kapsamında EÜAŞ’a elektrik enerjisi satmakta olan üretim tesisleri, EÜAŞ ile yapılacak olan katılım veya yan hizmet anlaşmaları kapsamında yer alır.
(2) Bu kapsamdaki üretim tesislerinin yan hizmetlere katılımları ile ilgili olarak bu Yönetmelikte düzenlenen iş ve işlemlerin yerine getirilmesine ilişkin hak ve yükümlülükler EÜAŞ’a aittir.
(3) Söz konusu üretim tesislerine ilişkin, yan hizmet sağlanmasından doğan alacak ve borçlar EÜAŞ’a tahakkuk edilir.
(4) Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri modelleri ile EÜAŞ’a elektrik enerjisi satmakta olan üretim tesislerinin EÜAŞ’a karşı olan ilgili yan hizmetleri sağlama yükümlülüğü, imzalanmış olan Enerji Satış Anlaşmalarında yer aldığı şekildedir.
(5) Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri modelleri ile EÜAŞ’a elektrik enerjisi satmakta olan üretim tesislerinden dolayı, EÜAŞ’ın sağlamakla yükümlü olduğu güç faktörü limitleri, imzalanmış olan Enerji Satış Anlaşmalarında yer alan değerlerdir.
Oturan sistemin toparlanması hizmet bedeli kapsamı
GEÇİCİ MADDE 2 – (Mülga:RG-27/1/2021-31377)
Dağıtım sistemine ilişkin yan hizmetler
GEÇİCİ MADDE 3 – (Mülga:RG-27/1/2021-31377)
Yükümlülük Transfer Platformunun kurulması
GEÇİCİ MADDE 4 – (Ek:RG-27/1/2021-31377)
(1) Frekans kontrolü hizmetleri için YHPYS kapsamında kurulacak olan yükümlülük transfer platformunun yazılım ve kurulum aşamaları TEİAŞ tarafından en geç bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 10 (on) ay içerisinde tamamlanarak kullanıma açılır.
(2) Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Usul ve Esaslar ise platformun kullanıma açılmasından en az 1 (bir) ay önce yayımlanmak üzere bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 6 (altı) ay içerisinde TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kurul onayı alınmak üzere Kuruma sunulur.
Talep tarafı yedeği hizmetine ilişkin usul ve esaslar ile hizmet alımı
GEÇİCİ MADDE 5 – (Ek:RG-27/1/2021-31377)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla; talep tarafı yedeği hizmeti sağlayabilecek tüketim tesisleri için yıllık asgari enerji tüketim miktarı 10.000.000 (on milyon) kWh’tir.
(2) TEİAŞ tarafından talep tarafı yedeği hizmeti kapsamında Tüketim Tesislerinin Belgelendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar ve talep tarafı yedeği hizmeti kapsamında hizmete katılacak olan tüketim tesisleri için Temel Tüketim Değerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar hazırlanarak bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 6 (altı) ay içerisinde yayımlanmak üzere Kurul onayına sunulur.
Yan hizmet anlaşmalarının Kurul onayına sunulması
GEÇİCİ MADDE 6 – (Ek:RG-27/1/2021-31377)
(1) Talep tarafı yedeği, bölgesel kapasite kiralama, anlık talep kontrolü ve oturan sistemin toparlanması hizmetlerine ilişkin standart yan hizmet anlaşmaları bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 (üç) ay içerisinde TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kurul onayı alınmak üzere Kuruma sunulur.
Talep tarafı katılımı hizmetine ilişkin maddelerin yürürlüğe girme tarihi ve ilk ihale duyurusu
GEÇİCİ MADDE 7 – (Ek: RG-17/12/2024-32755)
TEİAŞ, talep tarafı katılımı hizmeti alımı için ilk ihale duyurusunu en geç 1/3/2025 tarihine kadar yapar.
Talep tarafı katılımı hizmetine katılım için aranacak asgari tüketim miktarı
GEÇİCİ MADDE 8- (Ek: RG-17/12/2024-32755)
(1) Bu Yönetmeliğin 31/B maddesinin yedinci fıkrasında belirtilen 5.000 (beşbin) MWh tüketim değeri, 2025 yılı için 10.000 (onbin) MWh olarak uygulanır.
Yan Hizmet Anlaşmalarının Güncellenmesi ve Sınırlı Frekans Hassasiyet Modu Yan Hizmeti Anlaşması
GEÇİCİ MADDE 9– (Ek: RG-17/12/2024-32755)
(1) TEİAŞ, mevcut yan hizmet anlaşmalarını bu Yönetmeliğin yayımı tarihi itibarıyla iki ay içerisinde güncelleyerek Kuruma sunar.
(2) TEİAŞ sınırlı frekans hassasiyet modu hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşmasını hazırlayarak 1/3/2025 tarihine kadar Kuruma sunar.
Lisanssız elektrik üretim tesislerinin reaktif güç desteğine ilişkin performans testlerini sunma yükümlülüğü
GEÇİCİ MADDE 10- (Ek:RG-21/1/2025-32789)
(1) 39 uncu madde kapsamında olan lisanssız üretim tesislerinden kabulü yapılmış olan üretim tesisleri, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 180 gün içinde reaktif güç destek hizmeti yan hizmet test sertifikasını TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdür.
Primer ve sekonder frekans kontrolü hizmetinin saatlik ve blok teklifler ile tedarik edilmesi ve primer frekans kontrol hizmetinin yan hizmet birimi bazında tedarik edilmesi
GEÇİCİ MADDE 11- (Ek:RG-21/1/2025-32789)
(1) Bu maddeyi ihdas eden Yönetmelikle 13 üncü maddenin birinci fıkrasının (a), (b) ve (c) bentleri ile 21 inci maddenin birinci fıkrasının (a) bendine eklenen cümleler ve ibare kapsamındaki gerekli altyapı hazırlıkları TEİAŞ tarafından 31/12/2026 tarihine kadar tamamlanır.
Yürürlük
MADDE 68 – (Değişik:RG-12/1/2018-30299)(1)
(1) Bu Yönetmelik 1/2/2018 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 69 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
_______________________
(1) Bu değişiklik 1/1/2018 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
(2) Bu değişiklik yayımı tarihinden altı ay sonra yürürlüğe girer.
(3) Bu değişiklik yayımı tarihinden on ay sonra yürürlüğe girer. Daha sonra bu tarih 18/11/2021 tarihli ve 31663 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan değişiklik ile 1/1/2022 şeklinde değiştirilmiştir.
EK-1
FREKANS KONTROLÜNÜN İZLENMESİNDE KULLANILACAK MATEMATİKSEL MODEL
K_PFK : Frekans Değişimine Verilen Tepki Oranı (MW/Hz)
T_PFK : Frekans Değişimine Verilen Tepki Zaman Sabiti (sn)
PFK_Rezerv : Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (MW)
SFK_Maksimum : AGC’den Gönderilebilecek Maksimum Aktif Güç Referans Değeri (MW)
SFK_Minimum : AGC’den Gönderilebilecek Minimum Aktif Güç Referans Değeri (MW)
P_Maksimum : Yan hizmet birimiMaksimum Ulaşılabilir Aktif Çıkış Gücü (MW)
P_Minimum : Yan hizmet birimiMinimum Ulaşılabilir Aktif Çıkış Gücü (MW)
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
26/11/2017 30252
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 12/1/2018 30299
2. | 27/1/2021 31377
3. | 1/4/2021 31441
4. | 17/12/2024 32755
5. | 21/1/2025 32789 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_16e8e9db95199.docx | Resmî Gazete Tarihi: 12.05.2019 Resmî Gazete Sayısı: 30772
Ek-1
LİSANSSIZ ÜRETİM BAŞVURU FORMU
Ek-2
Ek-3
BİR DAĞITIM TRANSFORMATÖRÜNDE AG SEVİYESİNDEN BİR KİŞİYE BİR YIL İÇERİSİNDE TAHSİS EDİLEBİLECEK KAPASİTE
Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri
Adı-Soyadı/Unvanı
Adresi
Telefonu
Faks Numarası
E-Posta Adresi/Kayıtlı Elektronik Posta Adresi
T.C. Vergi Numarası/ T.C. Kimlik Numarası
Banka Hesap Numarası (IBAN)
Tüketim Tesisi Tekil Kodu
Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri
Tesis Adı
Adresi
Coğrafi Koordinatları (UTM 6-ED50)
Ünite Sayısı/Ünite Kurulu Gücü
Tesis Kurulu Gücü
Kullanılan Kaynak Türü
Başvuru Türü (Yönetmeliğin ilgili madde/fıkra/bent belirtilerek başvuruda bulunulduğu belirtilir) (Örn: Md. 5/1.c, Md. 11/1 vb.) /
Diğer Bilgiler | Diğer Bilgiler | Diğer Bilgiler | Diğer Bilgiler | Diğer Bilgiler
Bu formda verilen tüm bilgiler tarafımca doğru bir şekilde doldurulmuştur. Başvurumun kabul edilmesi durumunda; üretim tesisini bu formda belirtilen özelliklere uygun olarak tesis etmeyi, tesis aşamasında, ilgili şebeke işletmecisinden gerekli izinleri almadan, bu formda belirtilen bilgilere aykırı bir işlem tesis etmeyeceğimi, bu formda verilen bilgilere aykırı bir durum tespit edilmesi halinde başvurumun her aşamada ilgili şebeke işletmecisi tarafından iptal edilmesini kabul ve taahhüt ederim. | Bu formda verilen tüm bilgiler tarafımca doğru bir şekilde doldurulmuştur. Başvurumun kabul edilmesi durumunda; üretim tesisini bu formda belirtilen özelliklere uygun olarak tesis etmeyi, tesis aşamasında, ilgili şebeke işletmecisinden gerekli izinleri almadan, bu formda belirtilen bilgilere aykırı bir işlem tesis etmeyeceğimi, bu formda verilen bilgilere aykırı bir durum tespit edilmesi halinde başvurumun her aşamada ilgili şebeke işletmecisi tarafından iptal edilmesini kabul ve taahhüt ederim. | Bu formda verilen tüm bilgiler tarafımca doğru bir şekilde doldurulmuştur. Başvurumun kabul edilmesi durumunda; üretim tesisini bu formda belirtilen özelliklere uygun olarak tesis etmeyi, tesis aşamasında, ilgili şebeke işletmecisinden gerekli izinleri almadan, bu formda belirtilen bilgilere aykırı bir işlem tesis etmeyeceğimi, bu formda verilen bilgilere aykırı bir durum tespit edilmesi halinde başvurumun her aşamada ilgili şebeke işletmecisi tarafından iptal edilmesini kabul ve taahhüt ederim. | Bu formda verilen tüm bilgiler tarafımca doğru bir şekilde doldurulmuştur. Başvurumun kabul edilmesi durumunda; üretim tesisini bu formda belirtilen özelliklere uygun olarak tesis etmeyi, tesis aşamasında, ilgili şebeke işletmecisinden gerekli izinleri almadan, bu formda belirtilen bilgilere aykırı bir işlem tesis etmeyeceğimi, bu formda verilen bilgilere aykırı bir durum tespit edilmesi halinde başvurumun her aşamada ilgili şebeke işletmecisi tarafından iptal edilmesini kabul ve taahhüt ederim. | Bu formda verilen tüm bilgiler tarafımca doğru bir şekilde doldurulmuştur. Başvurumun kabul edilmesi durumunda; üretim tesisini bu formda belirtilen özelliklere uygun olarak tesis etmeyi, tesis aşamasında, ilgili şebeke işletmecisinden gerekli izinleri almadan, bu formda belirtilen bilgilere aykırı bir işlem tesis etmeyeceğimi, bu formda verilen bilgilere aykırı bir durum tespit edilmesi halinde başvurumun her aşamada ilgili şebeke işletmecisi tarafından iptal edilmesini kabul ve taahhüt ederim.
Adı-Soyadı/Unvanı | İmza | İmza | Tarih (Gün/Ay/Yıl) | Tarih (Gün/Ay/Yıl)
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı
Kullanımına İlişkin Kanun Kapsamında Kaynak Türünün Belirlenmesi Amaçlı
ÜRETİM KAYNAK BELGESİ
Belgenin verildiği tarih:
Bu belge .../.../201... ile .../.../201.. tarihleri arasında geçerlidir.
(BELGE NO: ... ) /.../ 00000000...)
Bu belge, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 5 inci maddesi gereği ...................’ye aşağıda bilgileri bulunan ............ elektrik üretim tesisi için verilmiştir.
Yenilenebilir kaynak türü:
Üretimin yapıldığı dönem:
Üretim döneminde yapılan brüt elektrik enerjisi üretimi (kWh):
Üretim tesisinin ilgili şebeke işletmecisi Kayıt Numarası:
Üretim tesisinin adı:
Üretim tesisinin yeri:
Üretim tesisinin tipi:
Üretim tesisinin kurulu gücü:
Sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi:
.....
Genel Müdür
Trafo Gücü (t.g.) (kVA) | Bağlanabilir Toplam Kapasite (kWe) | Bir kişiye bir yıl içerisinde tahsis edilebilecek kapasite (kWe)
t.g. < 100 t.g. x 0,5 7,5
100 ≤ t.g. ≤ 1000 t.g. x 0,5 t.g. x 0,1
t.g. >1000 t.g. x 0,5 100 kWe |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_173b179a66046.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12302-1 Karar Tarihi: 28/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2023 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 26 ncı maddesinin dördüncü fıkrası uyarınca güvence bedellerinin 1/1/2024 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Güvence Bedelleri | Güvence Bedelleri
2024 2024
Tüketici Grupları | Birim Bedel (TL/kW)
Sanayi ve Kamu ve Özel Hizmetler Sektörü ile Diğer 387,1
Mesken 136,2
Şehit Aileleri ve Muharip/Malul Gaziler 68,0
Tarımsal Faaliyetler, Aydınlatma ve Diğer 183,7 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_173f76f776494.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ BELGELENDİRİLMESİ VE DESTEKLENMESİNE İLİŞKİN YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/10/2013 tarihli ve 28782 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmeliğin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) ve (b) bentlerinde yer alan “YEK Kanununa ekli I ve II sayılı Cetveller uyarınca belirlenecek fiyatları” ibareleri “YEK Kanunu uyarınca belirlenen fiyatları” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 8 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “18/05/2005 tarihinden 31/12/2015 tarihine kadar” ibaresi “ilgili Bakanlar Kurulu Kararı ile belirlenmiş tarihe kadar” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin birinci ve ikinci fıkraları yürürlükten kaldırılmış ve üçüncü fıkrasında yer alan “YEKDEM portföyü altına” ibaresi “ve” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 10 uncu ve 11 inci maddeleri yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 5 - Aynı Yönetmeliğin 12 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 12 – (1) YEKDEM katılımcılarına her bir fatura dönemi için ödenecek YEK toplam bedeli (YEKTOB) aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(1)
Bu formülde geçen;
YEKTOB: Her bir fatura dönemi için hesaplanan YEK toplam bedelini (TL),
LÜYTOBj: Her bir fatura dönemi için “j” görevli tedarik şirketi tarafından bölgesindeki muafiyetli üretime ilişkin olarak hesaplanan ve bölgesindeki gerçek ve/veya tüzel kişilere ödenecek toplam bedeli (TL),
UEVMi,b,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
YEKFi,b: i YEKDEM katılımcısı olan üretim lisansı sahibine b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için uygulanacak olan fiyatı (ABD Doları/MWh),
KURu: u uzlaştırma döneminin dahil olduğu günde geçerli TCMB döviz alış kurunu (TL/ABD Doları),
k: İlgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
n: Lisanslı üretim tesisi olan her bir YEKDEM katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
a: Lisanslı üretim tesisi olan YEKDEM katılımcı sayısını,
m: YEKDEM katılımcısı olan görevli tedarik şirketlerinin sayısını,
ifade eder.
(2) Her bir YEKDEM katılımcısına uygulanacak fiyat, YEK Kanunu ve Bakanlıkça YEK Kanununun 6/B maddesi uyarınca çıkarılan yönetmeliğe göre hesaplanır. Bu fiyat nihai YEK listesinde her bir YEKDEM katılımcısı için ayrı ayrı gösterilir.”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“YEKDEM gelirinin hesaplanması ve paylaştırılması
MADDE 15 – (1) YEKDEM katılımcıları üretmiş oldukları enerjinin serbest piyasaya satışını gerçekleştirir. Söz konusu satış gelirine karşılık YEKDEM gelirini piyasa işletmecisine öder.
(2) YEKDEM geliri aşağıda yer alan formüle göre hesaplanır:
(4)
Bu formülde geçen;
YG: Bir fatura dönemi için YEKDEM gelirini (TL),
PTFt,u: t teklif bölgesi ve u uzlaştırma dönemine ait Piyasa Takas Fiyatını (TL/MWh),
UEVMi,b,t,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, t teklif bölgesindeki u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
a: Lisanslı üretim tesisi olan YEKDEM katılımcı sayısını,
ni: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l: t teklif bölgesi sayısını,
k: Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını,
j: Kurul tarafından belirlenen tolerans katsayısını,
ifade eder.
(3) Her bir tedarikçiye Piyasa İşletmecisi tarafından ödenecek YEKDEM geliri tutarı (YGT), YEKDEM kapsamında hesaplanan ödeme yükümlülüğü oranı dikkate alınarak aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
YGTi = YG x ÖYOi (5)
Bu formülde geçen;
YGTi : Bir fatura dönemi için i tedarikçisine ödenecek YEKDEM geliri tutarını, (TL),
YG: Bir fatura dönemi için hesaplanan YEKDEM gelirini (TL),
ÖYOi : Bir fatura dönemi için i tedarikçisinin ödeme yükümlülüğü oranını, (%),
ifade eder.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 16 ncı ve 17 nci maddeleri yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 18 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 18 – (1) YEKDEM katılımcısı olan her bir lisanslı üretim tesisi için lisans sahibine ödenecek ya da lisans sahibi tarafından piyasa işletmecisine ödenecek YEK bedeli (YEKBED) YEKDEM gelirini de içerecek şekilde aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(9)
Bu formülde geçen;
YEKBEDi: Bir fatura dönemi için i YEKDEM katılımcısına ödenecek ya da katılımcı tarafından piyasa işletmecisine ödenecek YEK bedelini (TL),
UEVMi,b,u: i YEKDEM katılımcısının YEKDEM kapsamındaki b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, u uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
YEKFi,b: i YEKDEM katılımcısına b uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için uygulanacak olan fiyatı (ABD Doları /MWh),
KURu: u uzlaştırma döneminin dahil olduğu günde geçerli TCMB döviz alış kurunu (TL/ABD Doları)
m: İlgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
l: t teklif bölgesi sayısını,
j: Kurul tarafından belirlenen tolerans katsayısını,
n: i YEKDEM katılımcısına ait YEKDEM kapsamındaki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
ifade eder.
(2) LÜY kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan kişiler nam ve hesabına YEKDEM katılımcısı olan her bir görevli tedarik şirketine ödenecek ya da görevli tedarik şirketi tarafından piyasa işletmecisine ödenecek YEK bedeli (YEKBED), kendilerince LÜY ilgili hükümlerine göre hesaplanmış olan ve 12 nci madde uyarınca YEKTOB hesabında kullanılan LÜYTOB değeridir.”
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 19 uncu maddesi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 10 – Aynı Yönetmeliğin 23 üncü maddesinin birinci ve üçüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, dördüncü ve beşinci fıkraları yürürlükten kaldırılmıştır.
“(1) Her bir YEKDEM katılımcısı lisansı kapsamındaki tesiste gerçekleşen tüm üretimini serbest piyasaya satar ve bu satışa karşılık piyasa işletmecisine referans fiyat olan PTF’nın tolerans katsayısı ile çarpılması ile belirlenen fiyat üzerinden hesaplanan YEKDEM gelirini öder.”
“(3) Sistem güvenliğinin tehlikeye düşmesi durumunda MYTM’nin sistem kararlılığını korumak için verdiği talimatlara uymak ve sistem işletmecisi sıfatı ile TEİAŞ’ın gerekli gördüğü her türlü tedbiri uygulamakla yükümlüdür.”
MADDE 11 – Aynı Yönetmeliğin 25 inci maddesi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 12 – Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesinin dördüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(4) Bu Yönetmeliğin uygulanması kapsamında, Bakanlığın onayladığı elektrik üretim projesinde yer alan kaynak dışında farklı bir enerji kaynağının kullanıldığının tespit edilmesi halinde, ilgili dağıtım şirketi söz konusu durumu üç işgünü içerisinde Kuruma bildirir. Kurum tarafından yapılan değerlendirme sonucunda bu kapsama girdiği tespit edilen tüzel kişiler, Kurul kararıyla içinde bulunulan yıl da dahil olmak üzere, YEKDEM kapsamından çıkartılır ve geçmişe dönük olarak YEKDEM kapsamında bulunduğu her bir uzlaştırma dönemi için kendilerine ödeme yapılan birim fiyat ile ilgili uzlaştırma dönemi piyasa takas fiyatı ve sistem marjinal fiyatından küçük olan arasındaki fark ve ilgili uzlaştırma dönemi üretim miktarları kullanılarak hesaplanan bedel 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından katılımcıya fatura edilir ve tahsil edilen bedel takip eden uzlaştırma dönemi YEKDEM gelirine eklenir. İlgili katılımcının lisans sahibi olması halinde Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.”
MADDE 13 – Aynı Yönetmeliğin 27 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 27 – (1) Bu Yönetmelik hükümleri uyarınca Kuruma yapılan başvurularda başvuru sahibinin yanıltıcı bilgi ve/veya belge verdiğinin/düzenlediğinin tespiti halinde üretim lisansı sahibi tüzel kişi bu Yönetmelik kapsamındaki haklardan yararlandırılmaz, ödenmiş tutarlar 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek Piyasa İşletmecisi tarafından katılımcıya fatura edilir ve Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir. Bu kapsamda tahsil edilen tutar takip eden uzlaştırma dönemi YEKDEM gelirine eklenir.
(2) Gerekli şartları taşımadığı halde YEKDEM’den faydalandığı tespiti edilen katılıcının geçmişe dönük olarak YEKDEM kapsamında bulunduğu her bir uzlaştırma dönemi için kendisine ödeme yapılan birim fiyat ile ilgili uzlaştırma dönemi piyasa takas fiyatı ve sistem marjinal fiyatından küçük olan arasındaki fark ve üretim miktarları kullanılarak hesaplanan bedel 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranı ile güncellenerek katılımcıya Piyasa İşletmecisi tarafından fatura edilir ve tahsil edilen bedel takip eden uzlaştırma dönemi YEKDEM gelirine eklenir.”
MADDE 14 – Aynı Yönetmeliğin 28 inci maddesinin birinci fıkrasında yer alan “DUY uyarınca işletilen” ibaresi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 15 – Aynı Yönetmeliğin geçici 1 inci maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki madde eklenmiştir.
“Tolerans katsayısı
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) Tolerans katsayısı başlangıç değeri 0,98’dir.”
MADDE 16 – Bu Yönetmelik 1/5/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 17 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Sayısı
1/10/2013 28782 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1743bee354900.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğine aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“Depolamalı elektrik üretim tesisi önlisans başvurularında teminat sunulmasına ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 39
(1) Yönetmeliğin 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası kapsamında 30/6/2023 tarihine kadar yapılan önlisans başvurularından bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla henüz bağlantı görüşü oluşturulmamış başvuruların teminat sunma yükümlülüklerine ilişkin olarak; TEİAŞ tarafından olumlu bağlantı görüşü oluşturulan başvurular için teminat sunma yükümlülüğünün, Kurum tarafından yapılan bildirimin şirkete tebliğ edildiği tarihten itibaren 30 gün içerisinde yerine getirilmesi zorunludur. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülüğünün yerine getirilmemesi halinde; önlisans başvurusu Kurul kararı ile reddedilir.”
MADDE 2- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_175c221f23838.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11537 Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında;
Dağıtım şirketleri tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarına ve görevli tedarik şirketleri tarafından serbest olmayan tüketiciler ile serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmeyen ve 20/1/2018 tarihli ve 30307 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Son Kaynak Tedarik Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında tanımlanan düşük tüketimli tüketicilere 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2’de yer alan tarife tablolarının onaylanmasına,
Görevli tedarik şirketleri tarafından, Yeşil Tarifeyi seçen tüketicilere 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanmak olmak üzere Ek-3’te yer alan tarife tablolarının onaylanmasına,
karar verilmiştir.
EKLER
EK 1- 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu
EK 2- 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu
EK 3- 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak Yeşil Tarife Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1773758e41428.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 11270 Karar Tarihi : 29/09/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/09/2022 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 17 nci maddesinin onbirinci fıkrası ve 18/3/2022 tarihli 31782 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Kaynak Bazında Destekleme Bedelinin Belirlenmesine ve Uygulanmasına İlişkin Usul ve Esaslar’ın 4 üncü maddesinin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında;
1) 01/10/2022 tarihinden itibaren 6 (altı) ay süreyle, tüketiciyi ve/veya maliyeti yüksek üretimi desteklemek amacıyla destekleme bedeli uygulanmasına,
2) Destekleme bedelinin belirlenmesinde kullanılacak olan “azami uzlaştırma fiyatları”nın 01/10/2022 tarihi itibarıyla aşağıdaki tabloda yer aldığı şekilde uygulanmasına;
3) İthal kömür kaynaklı santrallerin; menşeindeki kömür fiyatının etkisiyle nihai birim ithal kömür maliyetlerinin 255 USD/ton’un üzerinde olması halinde, ithal kömür teminine ilişkin faturanın Kuruma ibraz edilmesi kaydıyla, ilgili santralin azami uzlaştırma fiyatına aşağıdaki formül ile hesaplanan fiyat farkının eklenmesi suretiyle destekleme bedelinin hesaplanmasına,
Bu formülde geçen;
AUFf : İthal kömür santralleri için t fatura döneminde uygulanacak azami uzlaştırma fiyat farkını (TL/MWh),
Kurt : t fatura dönemi için TCMB tarafından açıklanan efektif USD satış döviz kuru ortalama değerini,
FBBt : t fatura döneminde Kuruma sunulan ithal kömür teminine ilişkin fatura birim bedelini (USD/ton),
API2t : Azami uzlaştırma fiyatı uygulama süresince t fatura dönemine ait yayımlanmış “ICE Rotterdam Coal Futures” kapanış endeks değerlerinin ortalamasını
ifade eder.
4) Aynı fatura dönemi içerisinde Kuruma, ithal kömür teminine ilişkin birden fazla fatura sunulması halinde ilgili faturalarda belirtilen bedellerin ağırlıklı ortalaması alınarak AUFf hesaplanmasına
karar verilmiştir.
Kaynak Tipi | Azami Uzlaştırma Fiyatı Başlangıç Değeri (TL/MWh)
Yerli Kömür 2050
İthal Kömür 2750
Doğalgaz/Fuel Oil/Nafta/LPG/Motorin 4500
Diğer kaynaklar 1540 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_178b34f378285.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12302-13 Karar Tarihi: 28/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2023 tarihli toplantısında; 21/10/2021 tarihli ve 10505 sayılı Kurul Kararının 2 nci maddesi uyarınca teknik kalite ölçüm hizmeti bedelinin 1/1/2024 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri | Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri | Teknik Kalite Ölçüm Hizmeti Bedelleri
2024 2024 2024
Cihaz Sınıfı | Bedel (TL) | Bedel (TL)
Cihaz Sınıfı | AG | OG
S sınıfı 328,0 875,2
A sınıfı 504,7 1346,4 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_17dba2be47857.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9268 Karar Tarihi : 26/03/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/03/2020 tarihli toplantısında; ekte yer alan “Elektrik ve Doğal Gaz Dağıtım Şirketlerinin Araştırma, Geliştirme ve Yenilik Faaliyetlerinin Desteklenmesine İlişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK VE DOĞAL GAZ DAĞITIM ŞİRKETLERİNİN ARAŞTIRMA, GELİŞTİRME VE YENİLİK FAALİYETLERİNİN DESTEKLENMESİNE
İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE (1) Bu Usul ve Esasların amacı; ülkemiz elektrik ve doğal gaz dağıtım sistemlerinin uluslararası kalite standartları düzeyine ulaştırılması, sistem işletimine yönelik teknoloji geliştirilmesi, bilgi üretilmesi, yenilik yapılması, yerlilik oranının, verimliliğin ve hizmet kalitesinin artırılması, hizmet maliyetinin ve kayıpların düşürülmesine yönelik olarak elektrik ve doğal gaz dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin araştırma, geliştirme ve yenilik faaliyetlerinin desteklenmesi ve teşvik edilmesine ilişkin kuralları belirlemektir.
Kapsam
MADDE (1) Bu Usul ve Esaslar; elektrik ve doğal gaz dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin araştırma, geliştirme ve yenilik faaliyetlerinin desteklenmesi ve teşvik edilmesine ilişkin düzenlemeleri kapsar.
Dayanak
MADDE (1) Bu Usul ve Esaslar, 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunu, 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
AB: Avrupa Birliğini,
Araştırma ve geliştirme faaliyeti: Elektrik ve doğal gaz dağıtım faaliyetlerine yönelik olarak; bilimsel ve teknik bilgi birikimini artırmak ve bunun yazılım dahil yeni süreç, sistem ve uygulamalar tasarlamak üzere kullanılması amacıyla sistematik bir temele dayalı olarak yürütülen, çıktıları özgün, deneysel, bilimsel ve teknik içerik taşıyan faaliyetleri,
Ar-Ge: Elektrik ve doğal gaz dağıtım faaliyetlerine yönelik olarak bu Usul ve Esaslar çerçevesinde yürütülen araştırma, geliştirme ve yenilik faaliyetlerini,
Ar-Ge bütçesi: İlgili mevzuat kapsamında onaylanan tutarı,
Ar-Ge Merkezi: 28/2/2008 tarihli ve 5746 sayılı Araştırma, Geliştirme ve Tasarım Faaliyetlerinin Desteklenmesi Hakkında Kanun kapsamında kurulan birimi,
Ar-Ge projesi: Amacı, kapsamı, genel ve teknik tanımı, süresi, bütçesi, özel şartları, diğer kurum, kuruluş, gerçek ve tüzel kişilerce sağlanacak aynî ve/veya nakdî destek tutarları, sonuçta doğacak fikri mülkiyet haklarının paylaşım esasları tespit edilmiş ve Ar-Ge faaliyetlerinin her safhasını belirleyecek mahiyette ve bilimsel esaslar çerçevesinde dağıtım şirketleri tarafından gerçekleştirilen projeyi,
Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
Dağıtım şirketi: Elektrik veya doğal gaz dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
Diğer mevzuat: 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu, 28/2/2008 tarihli ve 5746 sayılı Araştırma, Geliştirme ve Tasarım Faaliyetlerinin Desteklenmesi Hakkında Kanun ve bu kanunlara dayanılarak yürürlüğe konan yönetmelik, tebliğ ve benzeri düzenlemeleri,
EBİS: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Bildirim Sistemini,
Girişimci (Start-up): Teknopark ya da Kuluçka Merkezinde faaliyet gösteren veya teknogirişim sermayesi desteğinden yararlanmaya hak kazanmış kişileri,
Hızlandırma programı: Belli bir aşamaya gelmiş ancak henüz erken dönem evresinde olan seçilmiş girişimlerin eğitim, mentorluk ve mali kaynaklara erişim açılarından desteklendiği belirli ve kısa süreli iş programını,
İlgili mevzuat: Elektrik ve doğal gaz piyasalarına ilişkin kanun, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
Komisyon: Ar-Ge proje başvurularını incelemek, uygun olanları onaylamak, onaylanmış projelerin uygulamasını ve ilgili mevzuat uyarınca dağıtım şirketlerine tahsis edilmiş Ar-Ge bütçelerinin kullanımını izlemek üzere Başkanlık Oluru ile kurulan komisyonu,
Kuluçka Merkezi (inkübatör): Özellikle genç ve yeni işletmeleri geliştirmek amacıyla; girişimci firmalara ofis hizmetleri, ekipman desteği, yönetim desteği, mali kaynaklara erişim, kritik iş ve teknik destek hizmetlerinin bir çatı altında tek elden sağlandığı yapıları,
Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
Paydaş: Ar-Ge projesinin yürütücüsü ve/veya ortağı dağıtım şirketi hariç olmak üzere, projeye destek sağlayan vakıf, dernek ve benzeri kurum ve kuruluşlar ile proje kapsamında sorumlulukları olan gerçek ve tüzel kişileri,
Proje ortağı dağıtım şirketi: Birden fazla dağıtım şirketinin ortaklaşa yürüteceği projelerde, proje yürütücüsü dağıtım şirketi haricindeki dağıtım şirketlerini,
Proje yürütücüsü dağıtım şirketi: Birden fazla dağıtım şirketinin ortaklaşa yürüteceği projeler kapsamında; proje başvurusunu yapan, projenin sekretarya hizmetini yürüten ve proje ile ilgili gerekli koordinasyonu sağlayan dağıtım şirketini, münferit olarak yürütülecek projeler için ise projenin başvuru aşamasından sonlandırma aşamasına kadar yetkili ve sorumlu olan proje sahibi dağıtım şirketini,
Tasarım Merkezi: 28/2/2008 tarihli ve 5746 sayılı Araştırma, Geliştirme ve Tasarım Faaliyetlerinin Desteklenmesi Hakkında Kanun kapsamında kurulan birimi,
Teknoloji geliştirme bölgesi (teknopark): 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında kurulan bölgeyi,
TÜBİTAK: Türkiye Bilimsel ve Teknolojik Araştırma Kurumunu,
Yenilik: Elektrik ve doğal gaz dağıtım faaliyetlerine yönelik olarak, yeni ürün, hizmet, uygulama, yöntem veya iş modeli fikri ile oluşturulan süreçleri ve bu süreçlerin neticelerini,
ifade eder.
(2) Bu Tebliğde geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer kavramlar ilgili ve diğer mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Ar-Ge Bütçesi, Ar-Ge Bütçesinin Kullanımı ve Komisyon
Ar-Ge bütçesi
MADDE 5- (1) Dağıtım şirketlerinin bu Usul ve Esaslar kapsamındaki Ar-Ge faaliyetleri, ilgili mevzuat çerçevesinde belirlenen ve Kurul tarafından onaylanmış Ar-Ge bütçesinden karşılanır.
(2) Ar-Ge bütçesinin; ülkemiz elektrik ve doğal gaz dağıtım sisteminin uluslararası kalite standartları düzeyine ulaştırılması, sistemin işletimine yönelik bilgi üretilmesi ve teknoloji geliştirilmesi, yerlilik oranının, verimliliğin ve hizmet kalitesinin artırılması ile kayıpların ve hizmet maliyetinin düşürülmesi amacıyla kullanılması esastır.
(3) Komisyon tarafından onaylanmış Ar-Ge projesinin başvuru öncesi ve kabulü sonrasında yürütülmesi için katlanılan gider ve harcamalar Ar-Ge bütçesinden karşılanır.
(4) Ar-Ge projesinin uygulama aşamasında Komisyon tarafından durdurularak iptal edilmesi ya da dağıtım şirketi tarafından uygulama aşamasında sonlandırılmak istenmesi ve sonlandırma gerekçesinin Komisyonca uygun görülmesi halinde, iptal ya da sonlandırma aşamasına kadar katlanılan gider ve harcamaların tamamı Ar-Ge bütçesinden karşılanır.
(5) Bu maddenin yedinci fıkrası kapsamındaki gider ve harcamalar hariç olmak üzere, Ar-Ge projesinin yürütülmesiyle ilgili olmayan gider ve harcamalar Ar-Ge bütçesinden karşılanmaz.
(6) 9 uncu maddenin dördüncü fıkrası kapsamındaki Ar-Ge projeleri için, ilgili kurum ya da kuruluş tarafından sağlanan fon miktarının üzerinde gerçekleşen gider ve harcamalar, dağıtım şirketinin proje bütçesinin ilgili kurum tarafından desteklenmeyen kısmı ile sınırlı olmak üzere, Ar-Ge bütçesinden karşılanır.
(7) Aşağıda sayılan gider ve harcamaların, ilgili dağıtım şirketinin tarife uygulama dönemi Ar-Ge bütçesinin %10’una kadar olan kısmı Ar-Ge bütçesinden karşılanır.
Başvuru aşamasında reddedilen projelere ilişkin olarak tahakkuk eden ve ilgili projenin bütçesi ve niteliği esas alınarak yapılan inceleme sonucunda Kurul tarafından makul görülen gider ve harcamalar,
İlgili dağıtım şirketi tarafından Ar-Ge, Tasarım ve Kuluçka Merkezi teşekkül ettirilmesi halinde, söz konusu merkez ile ilgili diğer mevzuat kapsamında karşılananlar hariç olmak üzere katlanılan gider ve harcamalar,
Bu maddenin ikinci fıkrası kapsamında olmak koşuluyla; girişimcilik faaliyetleri, Kuluçka Merkezleri, hızlandırma programları, fikir yarışmaları ve teknoparklar ile yapılacak diğer işbirliği faaliyetlerinin desteklenmesi ve teşvik edilmesine yönelik olarak katlanılan gider ve harcamalar.
(8) Bu Usul ve Esaslar çerçevesinde Komisyon tarafından onaylanan Ar-Ge projesinin gerçekleştirilmesi neticesinde patent alınması halinde, proje başına 500.000 (beşyüzbin) TL’yi aşmamak üzere, patent başına onaylı proje bütçesinin % 5’ine tekabül eden tutar ilgili dağıtım şirketinin Ar-Ge bütçesine haricen ilave edilir. İlave edilen tutar ilgili dağıtım şirketinin Ar-Ge bütçesine ilişkin düzeltme işlemlerinde dikkate alınmaz.
Ar-Ge bütçesinin kullanımı
MADDE 6- (1) Tarife uygulama dönemi için Kurul tarafından onaylanan Ar-Ge bütçesi ilgili tarife uygulama dönemi içerisinde kullanılır.
(2) Süresi birden fazla tarife uygulama dönemini kapsayan Ar-Ge projeleri için katlanılan giderler, tahakkuk ettikleri tarife uygulama dönemine ait Ar-Ge bütçesi içerisinde değerlendirilir.
(3) Ar-Ge bütçesine ilişkin düzeltme işlemleri, dağıtım şirketlerinin tarife çalışmalarında ilgili mevzuat çerçevesinde gerçekleştirilir.
(4) Ar-Ge faaliyetlerine ilişkin elde edilen gelirler dağıtım şirketinin tarife hesaplamalarında ilgili mevzuat çerçevesinde dikkate alınır.
Komisyon
MADDE 7- (1) Ar-Ge proje başvurularının alınması, incelenmesi, onaylanması ve onaylanmış projelerin uygulama süreci ile Ar-Ge bütçelerinin kullanımına yönelik izleme faaliyeti Komisyon marifetiyle gerçekleştirilir.
(2) Komisyon tarafından yapılacak yazışmalar Tarifeler Dairesi Başkanlığı üzerinden yürütülür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Ar-Ge Projesi ve Diğer Ar-Ge Uygulamaları
Ar-Ge proje başvuru süreci
MADDE 8- (1) Dağıtım şirketlerinin Ar-Ge proje başvuruları her yıl Ocak ve Temmuz ayları içerisinde yapılır. Ocak ayı içerisinde yapılan başvurular en geç Mart ayı sonuna, Temmuz ayında yapılan başvurular ise en geç Eylül ayı sonuna kadar Komisyon tarafından karara bağlanır. Süresi içerisinde yapılmayan başvurular dikkate alınmaz.
(2) Proje başvurusu Komisyon tarafından belirlenen biçim ve içeriğe uygun olarak EBİS üzerinden yapılır. Başvuru dosyasında asgari olarak; projenin adı, amacı, kapsamı, süresi, önceki yıllarda yapılmış proje başvurularından farklılığı, bilimsel ve teknolojik niteliği, özgünlüğü, hedefleri, toplam tahmini bütçesi, tarife uygulama dönemi için onaylanan Ar-Ge bütçesinin kullanılan ve kalan tutar bilgisi ile projeyi birlikte yürütecek taraflar hakkında bilgiler yer alır.
(3) Komisyon tarafından, bu maddenin ikinci fıkrasına uygun olarak yapılmadığı tespit edilen proje başvuruları, eksiklikler giderilene kadar değerlendirmeye alınmaz ve başvuru sahibine bildirimde bulunularak, eksikliklerin giderilmesi amacıyla 15 (on beş) günden fazla olmamak üzere süre verilir. Dağıtım şirketinin eksiklikleri verilen sürede gidermemesi halinde başvuru ilgili dönemde dikkate alınmaz. Şirketin talep uyarınca başvurusunu revize etmesi halinde Komisyon başvuruyu tekrar değerlendirir.
(4) Ar-Ge proje başvurusu dağıtım şirketi tarafından münferiden yapılabileceği gibi, birden fazla dağıtım şirketi bir araya gelerek ortak Ar-Ge proje başvurusunda bulunabilir.
(5) Komisyon tarafından belirli dönemler itibariyle, bu Usul ve Esaslar kapsamında Ar-Ge çalışmalarına esas öncelikli konu başlıkları ve/veya başvuru yapılabilecek proje sayısı sınırı belirlenerek proje başvuru döneminden en geç 3 (üç) ay öncesinde Kurum internet sitesi ve kurulması halinde 14 üncü madde çerçevesindeki elektronik platformda ilan edilebilir. Komisyon tarafından yapılacak proje başvuru değerlendirmelerinde, ilan edilen konu başlıklarına ilişkin başvurulara öncelik verilir.
Ar-Ge proje başvurusunun değerlendirilmesi
MADDE 9- (1) Ar-Ge proje başvurusunun, Komisyon tarafından 5 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamında değerlendirilmesi esastır. Bununla sınırlı olmamak üzere, Komisyon proje başvurusunu, bu projenin uygulama sürecinde ilgili mevzuata uygunluk açısından oluşabilecek veya oluşması beklenen uygulamalar yönünden de değerlendirir.
(2) Aynı mahiyette daha önce kabul edilmiş bir proje bulunması halinde yeni proje başvurusu reddedilebilir. Aynı başvuru döneminde aynı mahiyette birden fazla proje başvurusu olması durumunda başvuru sahibi şirketlerden ortak proje geliştirmeleri istenebilir. Başvuru sahibi şirketlerin Komisyonca yapılan ortak proje geliştirme teklifini kabul etmemeleri halinde, Komisyon tarafından uygun bulunan başvuru onaylanarak, diğerleri reddedilebilir.
(3) Aynı mahiyette olan fakat süreçleri veya sonuçları itibari ile dağıtım bölgesine özgü farklılıklarının ya da faydalarının olabileceği değerlendirilen proje başvuruları ayrı ayrı olarak onaylanabilir.
(4) AB, TÜBİTAK ve benzeri kurum ve kuruluşlar tarafından sağlanan fonlar ile yürütülen Ar-Ge projelerinden 5 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamında olanlar, Komisyon tarafından Ar-Ge projesi olarak onaylanır.
(5) Komisyon, ilgili mevzuatın farklı yorumlanması veya değiştirilmesine dönük unsurlar barındıran veya uygulamaların araştırılmasını içeren Ar-Ge proje başvuruları için, proje yürütücüsü dağıtım şirketinden, belirleyeceği süre ile sınırlı kalmak koşuluyla, ilgili kurum veya kuruluşlardan uygun görüş alınmasını isteyebilir. Bu süre sonunda ilgili kamu kurum ve kuruluşlarından uygun görüş alınamadığı durumda proje başvurusu Komisyon tarafından reddedilebilir. Bu fıkra kapsamındaki değerlendirme sürecinde, Komisyonun 8 inci maddenin birinci fıkrasındaki karar takvimi uygulanmaz.
(6) Komisyon tarafından reddedilen Ar-Ge proje başvuruları, başvuru sahibine reddetme gerekçesiyle birlikte bildirilir.
Ar-Ge projesinin uygulanması ve revizyonu
MADDE 10- (1) Bu Usul ve Esaslar uyarınca onaylanmış Ar-Ge projesine ait proje bütçesi ve uygulama süresinin aşılmaması esastır. Ancak Komisyon tarafından uygun bulunması şartıyla onaylanmış Ar-Ge projesi bütçesi bir defaya mahsus olmak üzere, süresi ise proje kabul aşamasında ilk onaylanan sürenin %50’sini aşmamak üzere birden fazla revize edilebilir. Revizyona ilişkin talepler Kuruma yazılı olarak yapılır.
(2) Münferit başvuru yapılan Ar-Ge projeleri için proje başlangıç tarihi, Komisyon onayına ilişkin kararın ilgili dağıtım şirketince tebellüğ edildiği tarih, birden fazla paydaşın/dağıtım şirketinin yer aldığı projelerde ise sözleşme imza tarihi olarak kabul edilir.
(3) Birden fazla paydaşın/dağıtım şirketinin yer aldığı projelerde sözleşme proje kabul tarihinden itibaren en geç 6 (altı) ay içerisinde imzalanır. Süresinde sözleşmesi imzalanmayan projeler doğrudan sonlandırılmış olarak kabul edilir. İlgili Ar-Ge projesi için dağıtım şirketince katlanılmış gider ve harcamalar bu Usul ve Esaslar kapsamında dikkate alınmaz.
(4) Onaylanan ve/veya birinci fıkra uyarınca revize edilen Ar-Ge projesine ait proje bütçesinin aşılması halinde, proje bütçesini aşan tutar bu Usul ve Esaslar kapsamında dikkate alınmaz.
(5) Onaylanan ve/veya bu maddenin birinci fıkrası uyarınca revize edilen Ar-Ge projesine ait proje süresinin aşılması halinde, ilgili Ar-Ge projesi için dağıtım şirketince katlanılan gider ve harcamalar bu Usul ve Esaslar kapsamında dikkate alınmaz.
(6) Yürütülme aşamasındaki bir projenin ilgili mevzuata aykırı uygulamalar içerdiği ya da içerme olasılığının ortaya çıktığı hallerde ilgili proje durdurulur ve söz konusu husus proje yürütücüsü dağıtım şirketi tarafından rapor haline getirilerek değerlendirilmek üzere ivedilikle Komisyona bildirilir. Bu kapsamda olmakla birlikte, yeni geliştirilen ve başarılı olan ve aynı zamanda şebekede yaygınlaştırılmasının faydalı olduğu değerlendirilen bir yöntem veya ürün içeren projeler için, proje yürütücüsü dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuatta yapılması gereken düzenlemelere ilişkin öneriler de söz konusu raporda yer alır. Komisyon tarafından yapılacak değerlendirme sonunda belirlenecek süre ile sınırlı kalmak kaydıyla projenin durdurulmasına veya sonlandırılmasına karar verilebilir.
(7) Komisyon tarafından onaylanmış Ar-Ge projeleri için, projenin yürütülme aşamasında ilgili kurum veya kuruluşlardan uygun görüş alınması ihtiyacı doğması halinde, proje yürütücüsü dağıtım şirketi tarafından projenin ilgili kamu kurum ve kuruluşundan uygun görüş alınıncaya kadar durdurulması talebiyle ivedilikle Komisyona başvurulur. Söz konusu talebin Komisyon tarafından uygun görülmesi halinde, yine Komisyon tarafından belirlenecek süre ile sınırlı kalmak koşuluyla, dağıtım şirketi tarafından ilgili kamu kurum ve kuruluşlarından uygun görüş alınmasına kadar ilgili projeye yönelik çalışmalar durdurulur. Bu süre sonunda ilgili kamu kurum ve kuruluşlarından uygun görüş alınamamış ise proje sonlandırılır ve bu durum rapor haline getirilerek 30 (otuz) gün içerisinde Komisyona bildirilir. İlgili kamu kurum ve kuruluşundan uygun görüş alınması halinde, söz konusu sürece ilişkin olarak Komisyon tarafından belirlenmiş süre proje süresine ilave edilir.
Ar-Ge projesinin sonuç ve çıktıları
MADDE 11- (1) Bu Usul ve Esaslar kapsamındaki Ar-Ge projelerinin yürütülmesi aşamasında veya gerçekleştirilmesi sonucunda fikri ve sınai mülkiyete konu olabilecek bir buluş, patent, faydalı model, endüstriyel tasarım, eser, entegre devre topografyaları ve teknik bilgi, yazılım gibi bir fikri ürün ortaya çıkması halinde, çıkması muhtemel fikri ve sınai tüm haklar ilgili projenin yürütücüsü ve ortağı olan dağıtım şirketlerinin tasarrufundadır.
(2) Proje yürütücüsü ve ortağı dağıtım şirketlerinin bu maddenin birinci fıkrası kapsamındaki hakları saklı kalmak üzere, bu Usul ve Esaslar kapsamındaki Ar-Ge projelerinin yürütülmesi aşamasında veya gerçekleştirilmesi sonucunda elde edilen teknik bilgi, yazılım veya üretilen modeller gibi buluşlar Kurum tarafından da kullanılabilir.
Diğer Ar-Ge uygulamaları
MADDE 12- (1) 5 inci maddenin yedinci fıkrasının (b) bendi kapsamında dağıtım şirketi tarafından Ar-Ge, Tasarım ve Kuluçka Merkezinin teşekkül ettirildiği tarihten itibaren 30 (otuz) gün içerisinde Kuruma bilgi verilir.
(2) 5 inci maddenin yedinci fıkrasının (c) bendi kapsamındaki faaliyetler öncesinde, 8 inci maddenin birinci fıkrasındaki Ar-Ge proje başvuru takviminden bağımsız olarak, onay alınmak üzere Komisyona başvurulur. Başvuru Komisyon tarafından belirlenen biçim ve içeriğe uygun olarak EBİS üzerinden yapılır. Başvuru dosyasında asgari olarak aşağıdaki bilgilere yer verilir:
Desteklenmesi veya teşvik edilmesi planlanan girişimci, Kuluçka Merkezi veya hızlandırma programları hakkında tanıtıcı bilgi, yapılması planlanan destek ya da teşvikin 5 inci maddenin ikinci fıkrasındaki kıstaslara uygunluğu, kapsamı, tutarı, süresi ve toplam tahmini bütçesi,
Düzenlenmesi ve/veya desteklenmesi planlanan fikir yarışması hakkında tanıtıcı bilgi, faaliyetin 5 inci maddenin ikinci fıkrasındaki kıstaslara uygunluğu, kapsamı, hedefi ve toplam tahmini bütçesi,
Diğer işbirliği faaliyetleri için, ilgili faaliyetin 5 inci maddenin ikinci fıkrasındaki kıstaslara uygunluğu, kapsamı, süresi, hedefi ve toplam tahmini bütçesi,
Yukarıda sıralanan her bir faaliyet için geçerli olmak üzere, başvurunun yapıldığı tarih itibariyle tarife uygulama dönemi için onaylanan Ar-Ge bütçesinin kullanılan ve kalan tutar bilgisi.
(3) Komisyon tarafından, bu maddenin ikinci fıkrasına uygun olarak yapılmadığı tespit edilen başvurular, eksiklikler giderilene kadar değerlendirmeye alınmaz ve başvuru sahibine bildirimde bulunularak, eksikliklerin giderilmesi amacıyla 15 (onbeş) günden fazla olmamak üzere süre verilir. Dağıtım şirketinin eksiklikleri öngörülen sürede gidermemesi halinde başvuru reddedilir. Şirketin talep uyarınca başvurusunu revize etmesi halinde Komisyon başvuruyu tekrar değerlendirerek karara bağlar.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Ortak Hükümler
Bildirim ve Raporlama
MADDE 13- (1) Bu Usul ve Esaslar uyarınca Komisyon tarafından onaylanan projelerden süresi 6 (altı) aydan uzun olanlar için, proje yürütücüsü dağıtım şirketi tarafından ilgili projenin başlangıç tarihi dikkate alınarak 6 (altı) aylık gelişim raporu hazırlanır ve 30 (otuz) gün içerisinde EBİS üzerinden Kuruma sunulur.
(2) Sonuçlanmış projelere ilişkin sonuç raporları, ilgili projenin sonuçlanma tarihinden itibaren 30 (otuz) gün içerisinde EBİS üzerinden Kuruma sunulur.
(3) Bu Usul ve Esasların 5 inci maddesinin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bentleri kapsamında gerçekleştirilen faaliyetler için; faaliyetin devam ettiği dönem boyunca 6 ayda bir, sonuçlanması ya da sonlandırılması durumunda ise sonuçlanma ya da sonlandırma tarihinden itibaren 30 (otuz) gün içerisinde Kuruma detaylı bilgi verilir. Bilgilendirme dosyasında asgari olarak; geçen süre zarfında yürütülen iş/işlemler, yapılan harcamalar, edinilen kazanımlar ve çıktılar ile ilave olarak sonlandırılan faaliyetler için sonlandırma gerekçesi hakkında detaylı bilgiler yer alır.
Ar-Ge faaliyetlerinin yaygınlaştırılması ve duyurulması
MADDE 14- (1) Bu Usul ve Esaslar kapsamında onaylanan projelerin ve gerçekleştirilen faaliyetlerin kamuoyu ile paylaşılması ve elde edilen kazanımların yaygınlaştırılması için dağıtım şirketlerinin katılacağı ortak bir internet sitesi kurulabileceği gibi Komisyon tarafından uygun görülen diğer elektronik platformlar da kullanılabilir. Söz konusu internet sitesi ve diğer elektronik platformlara ilişkin gider ve harcamalar, tarife uygulama dönemi Ar-Ge bütçesinin %10’una tekabül eden kısmından karşılanır.
(2) Bu Usul ve Esaslar kapsamında gerçekleştirilen faaliyetlerin herhangi bir sunum, makale, kitap, bildiri, tez, vb. yerlerde kullanılması durumunda Kurum desteğinin belirtilmesi gerekmektedir.
Ar-Ge projesi ve diğer Ar-Ge uygulamalarına ait gider ve harcamaların muhasebeleştirilmesi
MADDE 15- (1) Bu Usul ve Esaslar kapsamında yapılan tüm gider ve harcamalar Ar-Ge projesi ve faaliyet bazında Düzenleyici Hesap Planında gerekli alt hesaplar oluşturularak kayıt edilir.
(2) Muhasebe işlemleri Düzenleyici Hesap Planına uygun olarak kayıt altına alınmalı ve muhasebe kayıtlarına esas belgelerle ispatlanabilir nitelikte olmalıdır.
Bilgi ve belgelerin gizliliği
MADDE 16 - (1) Bu Usul ve Esaslar kapsamında proje başvuru dosyalarının inceleme ve izleme süreçlerinde görev alan kişilere sunulan bilgi ve belgeler “ticari gizli bilgi” veya “hizmete özel bilgi” olarak kabul edilir ve üçüncü kişilere herhangi bir yolla aktarılmaz.
(2) Bu Usul ve Esaslar çerçevesinde projelerin başlıkları ve kısa tanıtımları ile 5 inci maddesinin 7 nci fıkrasının (b) ve (c) bentleri kapsamında gerçekleştirilen faaliyetler Kurum tarafından tanıtım faaliyetlerinde kullanılabilir.
Yükümlülüklerin yerine getirilmesi
MADDE 17- (1) Bu Usul ve Esasların 13 üncü maddesi kapsamında belirtilen süreler içerisinde gerekli bildirim ve raporlama yükümlülüğü ile 15 inci maddesi kapsamındaki muhasebeleştirme işlemlerinin usulüne uygun olarak yerine getirilmemesi halinde, ilgili Ar-Ge projesi ve/veya diğer Ar-Ge uygulamaları için katlanılmış gider ve harcamalar Ar-Ge bütçesi kapsamında dikkate alınmaz.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yürürlükten kaldırma
MADDE 18- (1) 18/6/2014 tarihli ve 29034 sayılı Resmi Gazete'de yayımlanan 28/5/2014 tarihli ve 5036 sayılı Kurul Kararı yürürlükten kaldırılmıştır.
Atıflar
MADDE 19- (1) 18/6/2014 tarihli ve 29034 sayılı Resmi Gazete'de yayımlanarak yürürlüğe giren 28/5/2014 tarihli ve 5036 sayılı Kurul Kararına yapılan atıflar bu Usul ve Esaslara yapılmış sayılır.
Yürürlük
MADDE 20- (1) Bu Usul ve Esaslar yayımlandığı tarihte yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 21- (1) Bu Usul ve Esasları Başkan yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1805453590030.docx | EK-5
ÖNLİSANS VE LİSANS TADİL BAŞVURULARI İLE BİRLEŞME, BÖLÜNME, TESİS/ PROJE DEVRİ ONAY BAŞVURULARINDA VE BİLDİRİMLERDE SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN BİLDİRİM ADRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Bildirim adresinin değiştiğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
2) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN UNVAN VE/VEYA NEV’İ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Unvan ve/veya nev’i değişikliğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
Nevi değişikliğinde, tüzel kişilik esas sözleşmesinin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 12 nci ve 20 nci maddelerinde yer alan hükümlere uygun hale getirildiğini gösterir esas sözleşme metninin sunulması gerekmektedir. Bu kapsamda, nev’i değişikliğinde söz konusu Şirketin “Limited Şirket”ten “Anonim Şirket” olarak değiştirilmesi durumunda esas sözleşmesinin “Pay Senetlerinin Nev’i” başlıklı maddesinin “Şirket’in paylarının tamamı nama yazılıdır. Şirket hamiline yazılı pay senedi çıkaramaz.” hükmüne uygun hale getirilmesi gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) TARİFESİ DÜZENLEMEYE TABİ LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER İÇİN ORTAKLIK YAPISI TADİLİ
3.a) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde on (halka açık şirketler için yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört) veya daha fazlasını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi ile yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişmesi sonucunu veren pay devirleri veya bu sonucu doğuran diğer işlemler
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine onay verilmesi talebine ilişkin belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Pay devri sözleşmesinin bir örneği ve/veya pay devrine taraf tüzel kişilerin yönetim kurulu kararları ile pay devrine taraf gerçek kişilerin beyanları
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar.
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3.b) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi bir tüzel kişilikte gerçekleşmiş ortaklık yapısı değişikliği
Pay devri onayı sonrası ortaklık yapısı değişikliği,
Lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde ondan (halka açık şirketler için yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört)azını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi,
Birleşme / bölünme işlemi sonrası lisansa derç edilmiş ortaklık yapısı değişikliği
kapsamında sunulacak belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır. Bu kapsamda, tadil talebine konu “pay devri onayı” veya “birleşme veya bölünme onayının” tarih ve sayısı belirtilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfaları, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış sureti ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablo veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesi sunulur. Yurtdışından bu mahiyette evrak sunulması gereken hallerde belgeler apostille şerhli halde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin bilgiler
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4) , EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) BİRLEŞME VEYA BÖLÜNME ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Birleşme veya bölünme hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Muhatap tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası esas sözleşmesi veya taslağı
Birleşme veya bölünme sonrası lisans alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
a) Tüm lisanslar için;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
b) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için (a)’da belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmiş olması ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişiklikleri ve tüzel kişinin sermayesinin yüzde on (halka açık şirketlerde ise yüzde beş, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler için yüzde dört) ve üzerini temsil eden doğrudan ve dolaylı pay değişiklikleri için Kurumun uygun görüşünün alınacağına ilişkin hükme, esas sözleşmede yer verilmesi zorunludur.
c) Üretim/Tedarik lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Birleşme veya bölünmeden beklenen ekonomik amaçlar ile işletmeye ilişkin sonuçları değerlendiren ve şirket hesaplarından sorumlu mali işler yetkilisi tarafından hazırlanmış ayrıntılı ekonomik işletme raporu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
f) Birleşme veya bölünme işlemi sonrası eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilecek tüzel kişinin ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
g) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
h) Birleşme veya bölünme işlemi onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir. EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
5) TESİS-PROJE DEVİR/SATIŞ/KİRALAMA ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Yapılması planlanan devir hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin esas sözleşmesi veya taslağı
Onay sonrası üretim lisansı alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümler ile pay senetlerinin nevi ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
Üretim lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında elektrik dağıtım faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin ifadelere yer verilemez.
ç) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (eş ve çocuk) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema sisteme yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Tesis/proje devir onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir. EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
6) ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİ KURULU GÜÇ/ÜNİTE TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine uygun olarak hazırlanmış ilgili üretim tesisi bilgi formu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurulur.
c) Hidrolik enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri için söz konusu kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinatlarının değişmesi halinde santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerinin gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
d) Biyokütle, jeotermal ve yerli maden kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin kurulu güç artış taleplerinde;
Yerli madenlere dayalı başvurularda; kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
Biyokütleye dayalı başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynak miktarının karşılanacağına ilişkin belgeler/beyanlar/sözleşmeler.
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
e) Santral sahası, şalt merkezi, ünite yerleşimlerinin gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek girilerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak taşınabilir bellek içinde sunulur.
f) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) BAĞLANTI NOKTASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tek hat şeması
Üretim tesisinin bağlanacağı/bağlı olduğu bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Üretim lisansı başvurularına ilişkin olarak, üretim tesisi barasına tüketici bağlanacak ise bu husus özellikle tek hat şemalarında belirtilir ve açıklama notu yazılır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
8) YILLIK ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM MİKTARI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde, DSİ Genel Müdürlüğü tarafından bildirilen yıllık azami üretim miktarını gösterir belge
İşletmeye geçmiş üretim tesislerinde, bir takvim yılındaki fiili üretimin lisansa derç edilen yıllık elektrik üretim miktarından fazla gerçekleşmesi halinde gerçekleşen miktarı gösterir belgenin sunulması gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar, güneş, biyokütle ve jeotermal enerjiye dayalı üretim tesisleri için fiili üretimin 18/06/2020 tarihli ve 9395 sayılı Kurul Kararı ile belirlenen esaslar çerçevesinde hesaplanan miktardan fazla gerçekleştiğini gösteren belgeler veya akredite bir kuruluş tarafından belgelendirilmiş ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarına dayalı rapor
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
9) ÜNİTE / YARDIMCI KAYNAK ÜNİTE ALANI KOORDİNAT TADİLİ:
(Ana veya yardımcı kaynağı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri ile birden çok kaynaklı üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dair ünite alanı için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinat tadili başvurularında Teknik Etkileşim İzni belgesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasının gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulur.
d) “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasının gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak taşınabilir bellek içinde sunulur.
10) TESİS YERİ TADİLİ (İL / İLÇE / MEVKİİ)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
11) ÜRETİM TESİSİ ADI TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Daha önce Kuruma yapılmış olan başvurular kapsamında kullanılmış olan “Üretim tesisi / Proje adı”, aynı kaynak türünde yapılmış yeni bir önlisans veya tesis adı tadil başvurusunda kullanılamaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
12) YAKIT TÜRÜ TADİLİ
(Termik enerjiye dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde yerli madenlere dayalı yakıt kullanılacağının beyan edilmesi halinde, kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
13) ATIK TÜRÜ TADİLİ
(Biyokütle enerjisine dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynağın uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak, karşılanacağına ilişkin sözleşmeler, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgeler
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
14) SANTRAL SAHASI KOORDİNAT TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen koordinat değişikliğinin gerekçesini tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Talep edilen koordinat değişikliğinin üçüncü kişilerin haklarını ihlal etmeyeceğine ilişkin beyan
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen santral sahası değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı (DSİ tarafından önlisans veya lisans sahibine tahsis edilen kotların değişmesi halinde sözkonusu değişiklik için EPDK’dan onay alınması gerekmektedir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) 1/5.000 ölçekli harita
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin halihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
f) İmar durum beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
g) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için arazi vasfını gösterir belge
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
h) Duyarlı Yöreler Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.3), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ı) Yasaklı Alanlar Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.5), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
Jeotermal, biyokütle ve hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için yapılacak başvurularda bu belge aranmaz.
i) Üretim tesisine ilişkin kml veya kmz uzantılı dosya.
Sunulacak kml veya kmz uzantılı dosyasında “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasını
gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulur.
j) Santral sahası yerinin gösterildiği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
Sunulacak koordinatlarda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahasını gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak taşınabilir bellek içinde sunulur.
k) Üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
l) Tek hat şeması
Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 21 nci maddesinin üçüncü fıkrası kapsamında başvuru yapılması halinde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
15) ÖNLİSANS SÜRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesinde mücbir sebebe bağlı olarak kaybedilen ve bu çerçevede talep edilen ilave sürenin “ay” olarak belirtilmesi zorunludur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tamamlanan önlisans yükümlülüklerine ilişkin belgeler ile tamamlanamayan önlisans yükümlülüklerinin süresi içerisinde tamamlanamamasına ilişkin gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
Önlisans süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, önlisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve önlisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen önlisans alma bedeli kadar tutar, önlisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda 09/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliği uyarınca Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı Tahsis kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin EİGM’ye sunulan savunma veya açıklama ve önlem teklifleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
16) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ OLAN TESİS TAMAMLANMA SÜRESİ TADİLİ:
16a) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri yok ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim lisansına konu tesisin süresi içerisinde tamamlanamamasına yönelik gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Projenin gelmiş olduğu aşama itibariyle mevcut fiziki durumunun ve yapılan harcamaların belirtilerek, buna ilişkin tevsik edici bilgi ve belgeler
Projenin fiziki durumunu gösteren fotoğraflar, yapılan harcamalara ilişkin faturalar vs. ile harcamaları gösteren tablo sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil başvurusu itibariyle tesisin ilerleme durumunu gösteren İlerleme Puan Tablosu
İlerleme Puan Tablosu formatına, Kurum internet sayfasında “Elektrik Piyasası” bölümünün “Lisans İşlemleri” başlığı altında yer alan “İlerleme Raporu Formatı” alt başlığı kısmından erişilebilmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda excel formatında sunulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır. Bu hüküm, kısmi işletmede olan üretim tesisleri için işletmede olmayan ve süre uzatımına konu olan kurulu güç miktarı, kapasite artışları bakımından da kapasite artış miktarı dikkate alınarak uygulanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
16b) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri var ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edildiğini gösterir belgeler veya bahse konu hakların elde edilememesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
Bu kapsamda; üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olması halinde tapu belgesi, üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde ise ilgili sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi ile ilgili olarak, ilgisine göre;
Özel mülkiyete konu taşınmazların 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri gereğince Hazine adına tescillerinin sağlanması veya aynı Kanunun 27 nci maddesi gereğince ilgili mahkemelerden bedelleri ödenerek acele el koyma kararlarının alınmış olması ve bu bedellerin ödendiğine dair makbuzların sunulması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan taşınmazlara ilgili olarak; özel mülkiyete konu taşınmazlarla ilişkin kamulaştırma kararının alınması, Maliye Hazinesinin özel mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazların ise bedelsiz kullanımları için Kurul Kararının alınmış olması,
Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarla ilgili olarak, irtifak hakkının tesis edilmiş olması veya kiralama sözleşmesinin yapılmış olması ya da ön izin alınması,
Mera vasıflı taşınmazların tahsis amacı değişikliklerinin yapılarak hazine adına tescili ve irtifak hakkı tesisi/kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
Kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazlarla ilgili olarak; ilgili kamu kurum veya kuruluşu tarafından devrine muvafakat verilen taşınmazın devir bedelinin önlisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili kurum veya kuruluşun hesabına yatırıldığını gösterir yazının ibraz edilmesi,
Orman kesin izninin alınması,
(Söz konusu iznin daha önce başka bir tüzel kişi adına alınmış olması halinde, söz konusu iznin başvuruda bulunan tüzel kişinin kendi adına alınmış olması veya bahse konu iznin başvuruda bulunan tüzel kişi için de geçerli olduğuna ilişkin ilgili orman idaresinden alınmış belgenin sunulması gerekmektedir.)
sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin kesinleşmiş (1/5.000 ölçekli) nazım imar planı ve (1/1.000 ölçekli) uygulama imar planları veya bahse konu imar planlarının kesinleşmemesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Rüzgâr enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli olan başvurunun yapıldığına dair belge veya bahse konu başvurunun yapılamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Projeye ilişkin Çevresel Etki Değerlendirmesi kararı veya bahse konu kararın alınamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
17) LİSANS SÜRESİ TADİL TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
18) TEDARİK LİSANSI İTHALAT/İHRACAT FAALİYETİ ONAY/TADİL TALEBİ:
a) Tadile ilişkin onay talebini içeren dilekçe
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Talep edilen ithalat/ihracat faaliyetine ilişkin bilgileri içerir bilgi formu
İthalat/ihracat yapılacak ülke, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan yakıt türü veya türleri, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin megavat (MW) cinsinden azami gücü, kilovatsaat (kWh) cinsinden yıllık miktarı, ithalat/ihracat faaliyeti için öngörülen başlama tarihi ve faaliyet süresi, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin ülke sınırındaki teslim noktaları ve ithalat/ihracatta kullanılacak yönteme ilişkin bilgileri içermek zorundadır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
c) Karşı ülkede elektrik enerjisi ithalatı ile ilgili Bakanlık ve/veya yetkili Kurumla yapılan ve ilgili şirketin unvanını ve bu fıkra kapsamında bilgileri kapsayan ve ilgili enterkonneksiyon hattının kullanılabileceğini belirtir; ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu ve söz konusu enerjinin tedarik edilmiş veya edileceğine ilişkin muhatap şirket ile yapılan ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu. (İmza tarihi eski olmakla birlikte başvuru yapılacak süre için yürürlükte olan bir Anlaşma sunulması halinde söz konusu Anlaşmanın geçerli olduğuna ilişkin olarak başvuru sahibi tarafından verilecek yazılı taahhütname.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
19) MEVCUT ÖNLİSANS VEYA ÜRETİM LİSANSININ, İLGİLİ ÜRETİM TESİSİNİN BİRDEN ÇOK KAYNAKLI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİNE DÖNÜŞTÜRÜLMESİ TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Yardımcı kaynağa ilişkin:
1) Bilgi Formu [Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g, h)]
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, yardımcı kaynağa ilişkin projenin koordinat, kurulu güç vd. bilgileri EPDK başvuru sisteminde yer alan şablonlar kullanılarak veya tek tek eklenerek girilmesi sonucunda kaynak türüne göre Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g,h) örneklere uygun biçimde sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Bu bilgi formlarında yardımcı kaynak ünite alanı olarak, rüzgar enerjisine dayalı yardımcı kaynak üniteleri için sadece türbin koordinatları, diğer kaynak türleri için köşe koordinatları sisteme girilir.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine ilişkin Ek-3.2.h de yer alan bilgi formu EPDK başvuru sisteminde, ana kaynak ve yardımcı kaynak bilgilerine göre otomatik olarak oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda kaynak türüne göre Ek-3.2 örneklere uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
2) Üretim Tesisinin Yerleşim Yeri Projesi
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin hâlihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için yapılacak başvurularda, ana kaynağa dayalı üniteler ile yardımcı kaynağa dayalı üniteler birlikte dikkate alınarak oluşturulur. Yardımcı kaynak üniteleri için mevcut sahaya ek saha talep edilmesi halinde Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar kapsamında başvuru yapılması halinde söz konusu yerleşim projesinde talep edilen ek sahaya da yer verilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) Tek Hat Şeması
(Üretim tesisinin bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) Duyarlı Yöreler Beyanı (Ek-3.3)
Ana kaynağı rüzgar veya jeotermal enerjiye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için kullanılacak alan için (Bu beyan kapsamında, ÇED Yönetmeliğinin Ek-5’inde yer alan duyarlı yörelerin her biri için ayrı ayrı başvuru sahasının söz konusu alanlar içinde yer alıp almadığının var/yok şeklinde seçilmesi gerekmektedir. Herhangi bir duyarlı yörenin “var” olarak seçilmesi halinde açıklama kısmına söz konusu Duyarlı Yöre’nin üretim tesisi kurulmasına neden engel olmadığının ya da engelin nasıl aşılacağının, ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir. Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin tadil başvurularında yardımcı kaynağa dayalı üniteler dikkate alınarak beyanda bulunulur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
5) İmar Durumu Belgesi
(Ana kaynağı rüzgar veya jeotermal enerjiye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvurularda yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için tadil başvurusuna konu saha için - ilk başvuruda sunulmamış olması halinde - niteliğine göre Mekânsal Planlar Yapım Yönetmeliği ve Planlı Alanlar İmar Yönetmeliği veya Plansız Alanlar İmar Yönetmeliği uyarınca ilgili kurumdan ya da kurumlardan alınmış olan ve sahanın yardımcı kaynağa dayalı üniteleri için mevcut imar durumunu gösteren belge ya da belgeler)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
6) İmar Durumu Beyanı (Ek-3.4)
(Tadil başvurusuna konu sahaya ilişkin imar tadilatının gerekmesi halinde, mekânsal strateji planı, çevre düzeni planı, varsa nazım ve/veya uygulama imar planları bakımından tadile engel bir hususun olup olmadığı EPDK Başvuru Sistemi beyanlar sayfasındaki ilgili alanlardan seçilmesi suretiyle belirtilmelidir. İmar durumu bakımından beyan edilen her plan için söz konusu planın tarihinin ve üretim tesisinin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
7) Yasaklı Alanlar Beyanı (Ek-3.5)
Ana kaynağı rüzgar enerjisine dayalı olan üretim tesislerinde yardımcı kaynak ünitesi/üniteleri için kullanılacak alan ile ilave yardımcı kaynak alanı talep edilen diğer kaynaklara dayalı üretim tesislerinde ek yardımcı kaynak alanı için.
(Yardımcı kaynağı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans/lisanslar için tadil başvurusuna konu yukarıda belirtilen kapsamdaki santral sahasında yardımcı ünitelerin tamamının ya da bir kısmının 5403 sayılı Toprak Koruma ve Arazi Kullanımı Kanunu kapsamında;
• Mutlak tarım arazilerini,
• Özel ürün arazilerini,
• Dikili tarım arazilerini,
• Sulu tarım arazilerini,
• Büyük ovaları,
• Çevre arazilerde tarımsal kullanım bütünlüğünü bozan alanlar ile 3573
sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanun kapsamında zeytinlik sayılan alanları kapsayıp kapsamadığına ilişkin beyan. Üretim tesisinin kurulacağı alanda burada belirtilen alanlardan biri bulunması halinde konuya ilişkin belge sunulur. Ancak rüzgar enerjisine dayalı başvurular bakımından tesis alanlarına -türbin, şalt sahası, kablo kanalları ve tesis içi yollar, diğer kaynaklara dayalı başvurular bakımından santral sahasının tamamına- isabet etmediğini açık biçimde (koordinat, ada/pafta vb. bilgilere yer vermek suretiyle) ifade edilmesi gerekir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
Tadil başvurusuna esas sahanın yasaklı alanları kapsadığının beyan edilmesi halinde yasaklı alanların, tesisin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-3.5 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
8) Taşınmaz türü ve alan büyüklüğüne ilişkin beyan:
(- Tadil başvurusuna konu yardımcı kaynağın kurulacağı taşınmazların türü (mera, orman, özel mülkiyet vb) ile yardımcı kaynağa ilişkin olarak talep edilmesi halinde ek alanların yüzölçümlerine,
- Ana kaynağı rüzgar enerjisi olan tesislerde lisansa derç edilmiş santral sahası içerisinde yardımcı kaynak alanı talep edilmesi halinde, yardımcı kaynağın kurulacağı taşınmazların türü (mera, orman, özel mülkiyet vb) ile kurulacağı alanların yüzölçümlerine,
ilişkin beyan sunulur)
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Kaynak Belgesi/Beyanı:
Üretim tesisinde yerli doğal kaynak kullanılması halinde (kaynağın türüne göre);
Ana kaynağı hidrolik enerji olan birleşik elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı üniteler için Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü’nün uygun görüşünün,
Ana kaynağı jeotermal enerji olan birleşik elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı üniteler için jeotermal kaynak işletme ruhsatını düzenleyen ilgili idarenin uygun görüşü,
Yardımcı kaynağı biyokütle olan başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynağın uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak karşılanacağına ilişkin sözleşmeler, kaynak temininin ihale usulüyle belirlenmesi gibi durumlar sebebiyle sözleşmelerin sunulmasının mümkün olmadığı hallerde ise gerekli belgeler.
(Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurusuna konu tesislerde kullanılacak atıkların tehlikeli atık sınıfında olmaması zorunludur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahası yardımcı kaynak ünitesi ve bu kapsamda gerekli alanları içerecek şekilde sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
d) Tadil başvurusunda ek saha talep edilmesi halinde üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
e) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
20) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ ŞERHİN KALDIRILMASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim lisansına derç edilmiş olan şerhe konu hususun tamamlandığını gösterir bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
21)ÜRETİM TESİSİNE BÜTÜNLEŞİK ELEKTRİK DEPOLAMA ÜNİTESİ EKLENMESİ VEYA TEDARİK LİSANSININ MÜSTAKİL ELEKTRİK DEPOLAMA TESİSİ KURULMASI KAPSAMINDA TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi veya müstakil elektrik depolama tesisine ilişkin:
1) Bilgi Formu [Ek-3.2 ı, Ek-4.5]
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi veya müstakil elektrik depolama tesisine ilişkin projenin koordinat, kurulu güç vd. bilgileri EPDK başvuru sisteminde yer alan şablonlar kullanılarak veya tek tek eklenerek girilmesi sonucunda kaynak türüne göre Ek-3.2 ı veya Ek-4.5 örneklere uygun biçimde sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda kaynak türüne göre Ek-3.2 ı veya Ek-4.5 örneklere uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
2) Yerleşim Yeri Projesi
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin hâlihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
3) Tek Hat Şeması
(Bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
4) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” çerçevesinde belirlenmiş olan santral sahası yardımcı kaynak ünitesi ve bu kapsamda gerekli alanları içerecek şekilde sisteme yüklenecektir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde taşınabilir bellek içinde sunulacaktır.
5) Tadil bedeli dekontu:
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
22)TÜZEL KİŞİYE İLİŞKİN BİLDİRİMLER:
22-a) Ortaklık Yapısı Değişikliği Bildirimi
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının, ilgili idare veya noter tarafından onaylanmış suretinin ya da yeminli mali müşavir tarafından onaylanmış ortaklık yapısını gösteren tablonun veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekir.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda ise excel formatında taşınabilir bellek içerisinde başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin bilgiler
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin doğrudan ve dolaylı ortaklık yapısı gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar sunulur. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilir.
Sunulacak ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (çocuk, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
Ancak, değişikliğin virgülden sonraki rakamlarla sınırlı olması halinde Kuruma bildirimde bulunulmaz.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistemde ilgili alan doldurulur. Yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
22-b) Tüzel Kişi Yönetici Değişikliği Bildirimi
Anonim şirketler için yönetim kurulu üyeleri değişikliği
Limited şirketler için şirket müdürleri değişikliği
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tüzel kişi yönetimi değişikliğini gösteren belgeler
Tüzel kişinin yönetim kurulu üyeleri/müdürleri değişikliğini gösteren Ticaret Sicil Gazetesi sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
c) Tüzel kişi yönetimi değişikliğine ilişkin bilgiler
Tüzel kişinin yönetim kurulu üyeleri/müdürlerinin gerçek kişi olması halinde TC kimlik numaraları ile isim ve soy isimlerini, tüzel kişi olması halinde ise vergi numarası ile unvanlarını içeren tablo sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistemde ilgili alan doldurulur. 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olunmadığına dair beyan
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), başvuru ekinde sunulur.
23) ÖNLİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER İÇİN PLANLANAN ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİNİN YÖNETMELİK’TE BELİRLENEN İSTİSNALAR KAPSAMINA GİRİP GİRMEDİĞİNİN BELİRLENMESİ BAŞVURULARI:
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin Yönetmeliğin 57 nci maddesinde yer alan istisnalardan hangisinin kapsamına girdiği ayrıntılı olarak açıklanır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla iki hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (çocuk, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
c) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olunmadığına dair beyan
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda, pay devrine onay verdiğine ilişkin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay başvuru ekinde sunulur.
AÇIKLAMALAR:
1) EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde muhatap yetkilisinin tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi “Usul ve Esaslar”da belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde muhatap yetkilisi daha önce tanımlanmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur. Yazılı olarak yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
2) Birleşme veya bölünme onayı ile tesis-proje devri onayı sonucunda yeni bir tüzel kişilik adına lisans verilmesi için “eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans” başvurusunda bulunulması gerekmektedir. Bu kapsamdaki lisans başvurularında sunulacak bilgi ve belgelere ilişkin açıklamalar “Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer almaktadır.
3) Aynı tadil başvurusunda birden fazla önlisansta/lisansta yer alan ortak hükümlerde yapılacak lisans tadilleri için tek bir tadil bedeli yatırılması gerekmektedir.
4) Aynı tadil başvurusunda farklı konuların bulunması halinde, söz konusu başvuru kapsamında Kurul ve ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılacak tadiller için ayrı tadil bedelleri alınır.
5) 1 numaralı tadilde tüzel kişinin bildirim adresi ile 10 numaralı tadilde tesis yeri fiziken değişmediği halde idari yönetimin tasarrufları sonucunda bahse konu bilgilerde değişiklik olmuş ise tadil bedeli alınmaz.
Ek-5.1.a
ÖNLİSANS / LİSANS TADİL BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi ile bilgilerine yer verilen önlisans / lisansımızın tadil edilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Önlisans / Lisans tarihi ve numarası:
İlgili proje veya tesis adı1:
Tadil konusu :
Tadil gerekçesi :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
1 Önlisans veya üretim lisansları için girilecektir.
Ekler:
1- “Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları ile Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-5.1.b
BİRLEŞME – BÖLÜNME / TESİS - PROJE DEVRİ / ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİ ONAY BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi belirtilen işlem için Kurumunuz tarafından onay verilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Lisans tarihi ve numarası1:
İlgili proje veya tesis adı1:
Konu : Yapılması planlanan ............ (birleşme/bölünme/tesis devri/proje devri/ortaklık yapısı değişikliği)2 işlemine onay verilmesi talebi
Gerekçe :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
1 Tesis veya proje devri talebi olması durumunda girilecektir.
2 Talep edilecek işlem türüne göre seçilecektir.
Ekler:
1- “Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları ile Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-5.1.c
TÜZEL KİŞİYE İLİŞKİN BİLDİRİM DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Tüzel kişiliğimizde gerçekleştirilmiş olan ortaklık yapısı/yönetici değişikliğine ilişkin bildirimimiz ekte sunulmuştur.
Bilgilerinizi ve gereğini arz ederiz.
Bildirim konusu :
Gerekçe :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
* : 3 üncü maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1817674c95083.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA YENİLENEBİLİR ENERJİ
KAYNAK GARANTİ BELGESİ YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 - (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik üretimi ve tüketiminde yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının yaygınlaştırılması ve çevrenin korunması amaçlarıyla tüketicilere tedarik edilen elektrik enerjisinin belirli bir miktarının veya oranının, lisans sahibi tüzel kişiler tarafından yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin takip, ispat ve ifşa edilmesi ile tüketicilere yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisinin belgelendirilmek suretiyle tedarik edilmesine imkân sağlayan bir yenilenebilir enerji kaynak garanti sisteminin oluşturulması ve bu sistemin ayrım gözetmeyen, objektif, şeffaf bir şekilde işletilmesine ilişkin usul ve esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2 - (1) Bu Yönetmelik; üretim, tedarik, toplayıcı ve şarj ağı işletmeci lisansı sahibi tüzel kişilerin yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemine katılımına ilişkin hükümleri, yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemi ile organize yenilenebilir enerji kaynak garanti piyasasının oluşturulması ve işletilmesine ilişkin esasları, Piyasa İşletmecisinin görev ve yetkileri ile lisans sahibi tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini kapsar.
(2) Bu Yönetmelik, 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamındaki üreticileri kapsamaz.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Yönetmelik; 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 5 inci maddesi ile 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 11 inci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 - (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Belgelendirilebilir üretim miktarı: Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik enerjisi üretimi gerçekleştirilen lisanslı üretim tesislerine ait ünite çıkışlarında PYS’de kayıtlı sayaç olması durumunda bu sayaçlar kullanılarak elde edilen, ünite çıkışlarında sayaç olmaması durumunda ise tesis adına PYS’de kayıtlı sayaçlardan elde edilen uzlaştırmaya esas veriş miktarını,
b) DUY: 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğini,
c) Fatura dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp aynı ayın son günü saat 24:00’da biten süreyi,
ç) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariki yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
d) Hesap: Kayıt veri tabanında yer alan, YEK-G sistemine kayıtlı tüzel kişi adına oluşturulan; ihraç, transfer, itfa, ilga ve iptal edilen her bir YEK-G belgesine ilişkin tüm bilgiler ile YEK-G sisteminin işletimine ilişkin gerekli diğer bilgileri muhafaza eden, sahibine tasarruflarındaki YEK-G belgesine ilişkin işlemleri gerçekleştirme ve izleme yetkisini veren elektronik kaydı,
e) Hesap sahibi: Kayıt veri tabanında adına hesap açılan YEK-G sistem kullanıcılarını,
f) İfşa: Tedarikçiler veya toplayıcılar tarafından tüketicilere tedarik edilen elektrik enerjisinin, şarj ağı işletmecileri tarafından şarj hizmetine konu elektrik enerjisinin belirli bir miktar veya oranının, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin ve YEK-G belgesi vasıtasıyla belgelendirildiğinin, fatura ve/veya başka bir bildirim aracı ile açıklanmasını,”g) İhraç: Kayıt veri tabanında yer alan hesap sahibi tüzel kişilik tarafından YEK-G belgesi ihraç başvurusunu müteakiben, YEK-G sistem kullanıcılarına ait belgelendirilebilir üretim miktarı dikkate alınarak YEK-G belgesinin Piyasa İşletmecisi tarafından elektronik bir belge olarak düzenlenmesini,
ğ) İlga: Kayıt veri tabanında yer alan hesapta bulunan bir YEK-G belgesinin üretim dönemi bitiş tarihinden itibaren 12 ay geçmesine rağmen itfa edilmemiş olması sebebiyle, Piyasa İşletmecisi tarafından tekrar başka bir hesaba transfer edilemeyecek şekilde elektronik olarak iptal işlemini,
h) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ve lisansları,
ı) İptal: Kayıt veri tabanında yer alan hesapta bulunan bir YEK-G belgesinin, ihraç ve transfer sürecinde oluşabilecek hatalar ile YEK-G sisteminin işletilmesi kapsamında oluşabilecek diğer hususlar sebebiyle Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilecek iptal işlemini,
i) İtfa: Kayıt veri tabanında yer alan hesapta bulunan bir YEK-G belgesinin, belirli bir yenilenebilir enerji tüketimi ile ilişkilendirilip ifşa amacıyla kullanılmak üzere, hesap sahiplerinin talebi doğrultusunda Piyasa İşletmecisi tarafından başka bir hesaba transfer edilmesi engellenecek şekilde elektronik olarak sonlandırılması işlemini,
j) Kayıt veri tabanı: Piyasa İşletmecisi tarafından YEK-G sistem kullanıcılarına ilişkin olarak her bir tüzel kişiye ait oluşturulan kayıt bilgilerini, açılacak hesapları, belgelendirilebilir üretim miktarına ilişkin verileri, YEK-G belgesi içeriğine ilişkin bilgileri ve YEK-G sisteminin işletilmesi kapsamında gerekli olabilecek diğer bilgileri içeren veri tabanını,
k) Kontrat: Organize YEK-G piyasasında, belirli bir yenilenebilir enerji kaynağına ilişkin YEK-G belgesini eşleşilen fiyat üzerinden teslim alma veya teslim etme yükümlülüğü doğuran sözleşmeyi,
l) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
m) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
n) Merkezi uzlaştırma kuruluşu: YEK-G sistem kullanıcıları arasındaki ilgili mevzuat ile belirlenen, mali işlemleri yürütmek üzere kullanılan, 6/12/2012 tarihli ve 6362 sayılı Sermaye Piyasası Kanununa göre merkezi takas kuruluşu olarak yetkilendirilen kuruluşu,
o) Merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşması: Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında imzalanacak ve tarafların teminat yönetimi ve ödemelere ilişkin görev ve sorumluluklarını içeren anlaşmayı,
ö) Merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşması: Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak, YEK-G sistem kullanıcıları ile merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında teminat yönetimi ve nakit takas hizmetlerine ilişkin olarak imzalanacak olan anlaşmayı,
p) Mükerrer sayım: Kayıt veri tabanında yer alan bir hesapta bulunan YEK-G belgesine esas belgelendirilebilir üretim miktarına ilişkin olarak 1 MWh birim enerji miktarı için birden fazla YEK-G belgesi ihraç edilmesi veya bir YEK-G belgesinin YEK-G sistem kullanıcıları tarafından birden fazla kez itfa amacıyla kullanılmasını,
r) Organize YEK-G piyasası: Piyasa İşletmecisi tarafından organize edilip işletilen ve YEK-G belgesinin piyasa katılımcıları arasında alış-satışının gerçekleştirildiği piyasayı,
s) Organize YEK-G piyasası katılım anlaşması: Piyasa katılımcılarının organize YEK-G piyasasına katılımına ve Piyasa İşletmecisinin organize YEK-G piyasası işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
ş) Piyasa İşletmecisi: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
t) Piyasa katılımcısı: Lisans sahibi tüzel kişilerden bu Yönetmelik kapsamında organize YEK-G piyasası katılım anlaşmasını imzalayan tüzel kişiyi,
u) PYS: DUY kapsamında tanımlanan Piyasa Yönetim Sistemini,
ü) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
v) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketi,
y) Transfer: YEK-G belgesinin kayıt veri tabanında yer alan hesaplar arasında transfer edilmesi amacı ile Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen elektronik devir işlemini,
z) Usul ve Esaslar: YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletim Usul ve Esasları,
aa) Üretim dönemi bitiş tarihi: Yenilenebilir enerji kaynaklarından herhangi bir uzlaştırma döneminde üretilen elektrik enerjisinin içinde bulunduğu ilgili fatura döneminin son günü saat 24:00’ı,
bb) YEK-G ikili anlaşması: YEK-G sistem kullanıcıları arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak YEK-G belgesinin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmayı,
cc) YEK-G ikili anlaşma piyasası: YEK-G sistem kullanıcıları arasında, YEK-G belgesinin elektrik enerjisi ile birlikte veya enerjiden bağımsız olarak alış-satışının Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmalar yoluyla gerçekleştirildiği piyasayı,
çç) YEK-G sistem kullanıcısı: Lisans sahibi tüzel kişilerden bu Yönetmelik kapsamında Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen YEK-G sistemine katılmak üzere YEK-G sistemi katılım anlaşmasını imzalayan tüzel kişiyi,
dd) YEK-G sistemi: Bu Yönetmelik kapsamında oluşturulacak sisteme kayıtlı üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisi için YEK-G belgesinin ihraç edilmesini, transferini, tüketiciler lehine itfa edilmesini, ilga veya iptal işlemlerini içeren ve Piyasa İşletmecisi tarafından yönetilen sistemi,
ee) YEK-G sistemi katılım anlaşması: YEK-G sistem kullanıcılarının YEK-G sistemine katılımına ve Piyasa İşletmecisinin YEK-G sistem işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,
ff) YEK-G sistemi katılım taahhütnamesi: YEK-G sistem kullanıcılarına ait bir üretim tesisinin aynı takvim yılı için; YEK-G sistemi dışında enerjinin niteliğine dair bilgi vermeyi amaçlayan diğer sertifika piyasalarına aktif kayıtlı olmadığına ve YEK-G sisteminde ilgili üretim tesisinin katılım statüsü pasife alınma işlemi gerçekleştirildikten sonra enerjinin niteliğine dair bilgi vermeyi amaçlayan diğer sertifika piyasalarına kayıtlı olabileceğine dair ilgili YEK-G sistem kullanıcısı tarafından Piyasa İşletmecine verilen taahhütnameyi,
gg) YEK-G uzlaştırma: YEK-G sisteminin ve organize YEK-G piyasasının işletilmesinden doğan alacak ve borç tutarlarının hesaplanması, geçmişe dönük düzeltme yapılması, hesaplamaya ilişkin itirazların değerlendirilmesi ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,
ğğ)Yenilenebilir enerji kaynak garanti belgesi (YEK-G belgesi): Tüketiciye tedarik edilen elektrik enerjisinin belirli bir miktarının veya oranının yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğine dair kanıt sağlayan ve ihraç edilen, her biri 1 MWh elektrik üretimine tekabül eden elektronik belgeyi,
hh) Yenilenebilir enerji kaynak garanti piyasası (YEK-G piyasası): YEK-G sistem kullanıcıları arasında, YEK-G belgesinin elektrik enerjisi ile birlikte veya elektrik enerjisinden bağımsız olarak alış-satışının gerçekleştirildiği YEK-G ikili anlaşması piyasası ile piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen organize YEK-G piyasasını,
ıı) Yenilenebilir enerji kaynakları (YEK): Hidrolik, rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, , dalga, akıntı ve gel-git gibi fosil olmayan enerji kaynaklarını,
ii) Yeşil tarife: Elektrik Piyasası Kanununun 17 nci maddesinin dördüncü fıkrası kapsamında, yenilenebilir enerji kaynaklarının desteklenmesi amacıyla Kurul tarafından belirlenen tarifeyi,
jj) Seans: Kontratların; alım, satım için işleme açık olduğu zaman dilimini,
kk) Şarj ağı işletmecisi: Elektrikli araç kullanıcılarına, şarj ağına erişim açarak şarj hizmeti sağlayan ve şarj ağının işletmesini gerçekleştiren lisans sahibi tüzel kişiyi,
ll) Yeşil şarj istasyonu: 2/4/2022 tarihli ve 31797 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Şarj Hizmeti Yönetmeliği kapsamında, şarj hizmetine konu elektrik enerjisinin yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin belgelendirilmesi amacıyla söz konusu elektrik enerjisinin tamamı için YEK-G belgesi itfa edilen şarj istasyonunu,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen ve birinci fıkrada yer almayan tanım ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
YEK-G Belgesi ve YEK-G Sistemi, Taraflar, Tarafların Hak ve Yükümlülükleri
YEK-G belgesi ve sistemine ilişkin esaslar
MADDE 5 - (1) YEK-G belgesi; tedarikçiler veya toplayıcılar tarafından tüketicilere tedarik edilen elektrik enerjisinin belirli bir miktarının veya oranının, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin ve bu elektrik enerjisinin kaynak türünün tüketiciye ispat ve ifşa edilmesi ile YEK-G belgelerinin ticaretinin yapılabilmesi amaçlarıyla Piyasa İşletmecisi tarafından ihraç edilir.
(2) YEK-G sistemi aşağıda belirtilen genel esaslar çerçevesinde işletilir:
a) YEK-G sisteminde, YEK-G belgesi ihraç kuruluşu Piyasa İşletmecisidir.
b) Piyasa İşletmecisi YEK-G sistemi ile kayıt veri tabanını kurmak, işletmek ve yönetmek ile yükümlüdür.
c) YEK-G belgesi, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı lisanslı üretim tesislerinde üretilen belgelendirilebilir üretim miktarı dikkate alınarak ve ilgili üretim lisansı sahibi tüzel kişiler veya toplayıcılar tarafından talep edilmesi halinde ihraç edilir.
ç) Her 1 MWh belgelendirilebilir üretim miktarı için 1 (bir) adet YEK-G belgesi ihraç edilir.
d) YEK-G belgesi, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisinin üretim dönemi bitiş tarihinden itibaren 12 ay süreyle geçerlidir.
e) İhraç edilecek her bir YEK-G belgesi Türkçe ve İngilizce olarak Usul ve Esaslarda belirtilen bilgileri içerir.
YEK-G sistem kullanıcıları ve piyasa katılımcıları
MADDE 6 - (1) YEK-G sistem kullanıcıları, Piyasa İşletmecisiyle YEK-G sistemi katılım anlaşması imzalamış ve 9 uncu maddede belirtilen kayıt işlemlerini tamamlamış olan;
a) Üretim lisansı sahibi,
b) Tedarik lisansı sahibi,
c) Şarj ağı işletmeci lisansı sahibi,
(ç) Toplayıcı lisansı sahibi
tüzel kişilerden oluşur.
(2) YEK-G sistem kullanıcılarından organize YEK-G piyasasında işlem yapmak isteyen tüzel kişiler ayrıca Piyasa İşletmecisi ile organize YEK-G piyasası katılım anlaşması imzalar.
(3) Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamındaki üreticiler YEK-G sistem kullanıcısı olamaz.
(4) Aynı takvim yılı içinde YEK-G sistemi dışında enerjinin niteliğine dair bilgi vermeyi amaçlayan diğer sertifika piyasalarına aktif kaydı olan bir üretim tesisi için YEK-G sisteminde üretim tesisi kayıt işlemi gerçekleştirilmez.
(5) Birden çok kaynaklı elektrik üretim lisansı sahipleri, tesiste kullanılan enerji kaynaklarının tamamının yenilenebilir olması halinde, YEK-G sistemine ve organize YEK-G piyasasına katılabilir.
YEK-G sistem kullanıcıları ve piyasa katılımcılarının hak ve yükümlülükleri
MADDE 7 - (1) Tedarikçiler, tüketiciler lehine gerçekleştirecekleri YEK-G belgesi itfa işlemine ilişkin hususları, tüketici ile gerçekleştirecekleri sözleşmelerde belirtmekle yükümlüdür. Sözleşmelerde YEK-G belgesi ihracına esas ilgili yenilenebilir enerji kaynak türü ya da türleri, YEK-G belgesinin süresi ile Usul ve Esaslarda düzenlenen diğer hükümlere de yer verilir.
(2) Tedarikçiler, tüketicilere ifşa ile yükümlü oldukları YEK-G belgelerini tüketimleri nispetinde ispat etmek ve belgelemekle yükümlüdür.
(3) YEK-G sistem kullanıcıları, YEK-G ikili anlaşma piyasasında gerçekleştirdikleri YEK-G belgesi ticaretini Piyasa İşletmecisine bildirmekle yükümlüdür.
(4) YEK-G sistem kullanıcıları ve piyasa katılımcıları, YEK-G sistemi ile organize YEK-G piyasasının işletilmesi ile ilgili olarak Kurum veya Piyasa İşletmecisi tarafından istenebilecek her türlü bilgi ve belgeyi zamanında ve doğru bir şekilde vermekle yükümlüdür.
(5) Görevli tedarik şirketleri, yeşil tarifeyi tercih eden tüketicilere tedarik ettikleri elektrik enerjisinin yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin ispatını yalnızca organize YEK-G piyasasından temin ettikleri YEK-G belgesinin itfası ile sağlayabilir ve bunu tüketicilerin faturalarına özel bir işaret koymak suretiyle ifşa eder. Yeşil tarifeye ilişkin tüketici faturalarına ilave edilecek işaretin standardı Kurum tarafından belirlenir. Bu kapsamda itfa edilen YEK-G belgesi için Kurum tarafından düzenlenen tarifelere ilave olarak tüketiciden ayrıca bir ücret alınmaz.
(6) YEK-G sistem kullanıcısı ve/veya piyasa katılımcısı olan şarj ağı işletmecileri, üretim lisansı sahibi sistem katılımcılarına ve toplayıcılara tanınanlar hariç olmak üzere bu Yönetmelik ile Usul ve Esaslar kapsamında sistem kullanıcılarına ve piyasa katılımcılarına tanınan hak ve yükümlülüklere sahiptir.
(7) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ve toplayıcılar, sahip oldukları yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine ilişkin kayıt işlemini gerçekleştirebilmek için YEK-G sistemi katılım taahhütnamesini Piyasa İşletmecisine sunmakla yükümlüdür. YEK-G sistemi katılım taahhütnamesine aykırı hareket edildiğinin tespiti halinde ilgili tüzel kişinin YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasında işlem yapması engellenir. Söz konusu ihlal, Piyasa İşletmecisi tarafından Kuruma raporlanır ve Elektrik Piyasası Kanunu çerçevesinde işlem tesis edilir.
(8) YEK-G sistem kullanıcıları ve piyasa katılımcıları, Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde gerçekleştirdikleri faaliyetlerini YEK-G sistemine ve/veya organize YEK-G piyasasına zarar vermeyecek ve ilgili mevzuattan kaynaklanan yükümlülüklerini ortadan kaldırmayacak şekilde yürütmek ile yükümlüdür.
(9) Şarj ağı işletmecileri, yeşil şarj istasyonlarından şarj hizmeti alan kullanıcılara YEK-G belgelerini itfa ve ifşa etmekle yükümlüdür.
(10) Toplayıcı lisansı sahibi tüzel kişiler, bu Yönetmelik kapsamında iş ve işlemleri yürütmekle sorumludur. Ayrıca toplayıcı lisansı sahibi tüzel kişiler ilgisine göre bu Yönetmelikteki tüm yükümlülükleri yerine getirmekle sorumludur.
Piyasa İşletmecisinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 8 - (1) YEK-G sisteminin işletilmesi kapsamında; YEK-G belgelerinin ihraç edilmesi, YEK-G belgesi ve YEK-G sistem kullanıcılarına ilişkin kayıt veri tabanının oluşturulması ve yönetilmesi ile ihraç edilen YEK-G belgelerinin ilgili hesaplara yönelik transfer, iptal, itfa ve ilga edilmesine ilişkin işlemlerin yürütülmesi yetkisi Piyasa İşletmecisine aittir.
(2) Piyasa İşletmecisi;
a) YEK-G belgelerinin ticaretinin gerçekleştirilmesini teminen organize bir YEK-G piyasası kurar ve işletir.
b) YEK-G sistemi ile organize YEK-G piyasasının güvenilir bir şekilde işlemesini temin için gerekli piyasa yazılım ve donanım altyapısını ve veri tabanını kurar. YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasında oluşabilecek arıza ve bakım hallerinde 16 ncı madde hükümleri uygulanır.
c) YEK-G sistemi ile organize YEK-G piyasasını tüm katılımcılara karşı rekabet ortamına uygun olarak eşit, tarafsız ve şeffaf bir şekilde işletir ve söz konusu piyasaların bu Yönetmeliğin amaçları dışında kullanılmasının önüne geçmek için gerekli önlemleri alır.
ç) Organize YEK-G piyasası işletiminde katılımcıların risklerini yönetmek üzere piyasa katılımcılarından teminat almak ve temerrüt halinde gerekli önlemleri almakla yükümlüdür.
d) YEK-G sistemi ile organize YEK-G piyasasının işletilmesi kapsamında Kurum tarafından istenebilecek her türlü bilgi ve belgeyi zamanında ve doğru bir şekilde vermek zorundadır.
(3) Piyasa İşletmecisi mükerrer sayımı önlemek için YEK-G sistemi dışında enerjinin niteliğine dair bilgi vermeyi amaçlayan diğer sertifika piyasalarını dikkate almak suretiyle gerekli tüm önlemleri alır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
YEK-G Sistemine Katılım, YEK-G Belgesi İhracı ve Uygulama Esasları
YEK-G sistemine katılıma ilişkin işlemler
MADDE 9 - (1) YEK-G sistemine katılım sağlamak isteyen lisans sahibi tüzel kişilerin Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmaları ve Piyasa İşletmecisi kayıt veri tabanında hesap açtırmaları zorunludur. İlgili tüzel kişilerin kaydının yapılabilmesi için;
a) DUY’un ilgili maddelerine göre tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin, portföyünde yer alan üretim tesislerinin en az birinin veya bir ünitesinin kabulünün yapılmış olması ve başvuru yaptığı an itibarıyla kendisi ile ilişkili uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması,
c) YEK-G sistemi katılım anlaşması imzalaması,
ç) Yenilenebilir kaynaktan enerji üreten üretim tesisi kaydı için YEK-G sistemi katılım taahhütnamesini imzalaması,
d) Usul ve Esaslarla belirlenen diğer yükümlülüklerini yerine getirmiş olması,
esastır.
(2) Şarj ağı işletmeci lisansı sahibi tüzel kişiler, DUY’un 26 ncı maddesinin üçüncü fıkrasının (b), (c), (ç) ve (d) bentlerinde belirlenen belgelerle birlikte kayıt işlemleri için Piyasa İşletmecisine başvurur.
(3) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı lisanslı üretim tesislerinden gerçekleştirdikleri elektrik enerjisi üretimleri için YEK-G belgesi ihraç etmek isteyen YEK-G sistem kullanıcılarının, bu üretim tesislerini YEK-G sistemine her bir takvim yılı için kaydetmeleri zorunludur. Kayıt işleminin gerçekleştirilebilmesi için tesisin PYS’de ilgili YEK-G sistem kullanıcısı adına kayıtlı olması ve ilgili tesis için YEK-G sistemi katılım taahhütnamesinin imzalanmış olması gerekir. Yıl içerisinde YEK-G sistemi katılım statüsü pasife alınan üretim tesisleri, aynı takvim yılı için tekrar YEK-G sistemine katılamaz.
(4) Kayıt işlemleri ile ilgili olarak başvuru usulü, talep edilecek bilgi ve belgeler, başvuruların değerlendirilmesi, süreler, kayıtların güncellenmesi, kayıtların pasife alınması ve YEK-G sistem kullanıcılarının yükümlülükleri ile kayıt sürecine ilişkin diğer hususlar Usul ve Esaslarda düzenlenir.
(5) Bu madde ve Usul ve Esaslarda tanımlanan kayıt sürecinin tamamlanmasını müteakip, ilgili YEK-G sistem kullanıcısına Piyasa İşletmecisi tarafından kayıt veri tabanında hesap açılması suretiyle YEK-G sistemine katılım sağlanmış olur.
YEK-G belgesi ihracı
MADDE 10 - (1) Elektrik enerjisi üretimini yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olarak gerçekleştiren ve YEK-G sistem kayıt sürecini tamamlamış olan lisanslı üretim tesisi sahibi tüzel kişilerin bu üretim tesislerinde üretilen belgelendirilebilir üretim miktarı için YEK-G belgesi ihraç talebinde bulunmaları halinde, DUY kapsamındaki nihai uzlaştırma bildiriminin yayımlanma tarihinden itibaren Usul ve Esaslarda belirtilen süre içerisinde, ilgili fatura dönemi için Piyasa İşletmecisi tarafından YEK-G belgesi ihraç edilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında yapılan başvurularda, DUY kapsamındaki geçmişe dönük düzeltme işlemlerine ilişkin hükümler de dikkate alınır.
(3) Piyasa İşletmecisi tarafından ihraç edilen YEK-G belgeleri, kayıt veri tabanında yer alan ve YEK-G belgesi ihraç talebinde bulunan ilgili üretim lisansı sahibi tüzel kişiye ait hesaba aktarılır.
(4) YEK-G belgesi ihracı için Piyasa İşletmecisine yapılacak başvuru usulü, talep edilecek bilgi ve belgeler, başvuruların değerlendirilmesi, süreler ve YEK-G belgelerinin ihracına ilişkin diğer hususlar Usul ve Esaslarda düzenlenir.
YEK-G belgesine ilişkin uygulama esasları
MADDE 11 - (1) YEK-G belgesi ticareti, YEK-G sistem kullanıcıları arasında olmak kaydıyla;
a) Enerji tedarikinden bağımsız olarak organize YEK-G piyasasında,
b) Enerji tedariki ile birlikte veya enerji tedarikinden bağımsız olarak YEK-G ikili anlaşma piyasasında,
gerçekleştirilebilir.
(2) YEK-G sistem kullanıcıları; tedarikçisini seçmemiş olanlar dahil olmak üzere serbest tüketiciler adına enerji tedariki ile birlikte veya enerji tedarikinden bağımsız olarak Piyasa İşletmecisine YEK-G belgesi itfa bildiriminde bulunabilir.
(3) Görevli tedarik şirketleri kendi portföyleri içerisinde yer alan ve yeşil tarifeden yararlanan tüketicilere düzenlenen tarife kapsamında tedarik ettiği enerjiyi YEK-G belgeleri ile kanıtlamakla yükümlüdür.
(4) Görevli tedarik şirketleri, yeşil tarife kapsamındaki YEK-G belgelerini sadece organize YEK-G piyasasından temin eder.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Organize YEK-G piyasasına ilişkin hükümler
Organize YEK-G piyasasına ilişkin genel hükümler
MADDE 12 - (1) Organize YEK-G piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel hükümler çerçevesinde yürütülür:
a) Organize YEK-G piyasasında eşleşmeler, tekliflerin teklif defterinde yer aldıktan hemen sonra eşleşebileceği ve ticari işlemin gerçekleşebileceği sürekli ticaret yöntemi ile gerçekleşir.
b) Sürekli ticaret metodunda açılacak kontratlar seans süresince işlem görür.
c) Seans, seans süreleri, işlem görecek kontratlar, kontratların açılış ve kapanış zamanları, kontratlara teklif verme süreleri ve piyasaya ilişkin diğer süreçler Usul ve Esaslarda düzenlenir.
ç) Organize YEK-G piyasasında sonuçlandırılan her bir işlemde Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır.
Organize YEK-G piyasası teklifleri
MADDE 13 - (1) Piyasa katılımcıları, Piyasa İşletmecisi tarafından açılan kontratlara Usul ve Esaslarla belirlenen teklif tiplerine göre teklif sunabilir.
(2) Kontratlara sunulan tekliflerde bulunması zorunlu hususlar, Usul ve Esaslarda düzenlenir.
(3) Organize YEK-G piyasasına sunulan tüm tekliflerin yapısı ve diğer gerekli tüm bilgiler Usul ve Esaslarla belirlenerek Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.
(4) Piyasa katılımcılarının organize YEK-G piyasasında işleme açılan kontratlar için tekliflerini bildirmeleri, tekliflerin güncellenmesi, iptal edilmesi, askıya alınması, teklif defterinde sıralanması ile tekliflere ilişkin diğer hususlar Usul ve Esaslarda düzenlenir.
Organize YEK-G piyasası tekliflerinin eşleşmesi ve ticari işlem onayı
MADDE 14 - (1) Piyasa katılımcılarının organize YEK-G piyasasına sundukları tekliflerin aktif olarak kaydedilmesinin ardından tekliflerin eşleştirilmesine ilişkin işlemler aşağıda belirtilen şekilde yürütülür:
a) Teklifler, her bir kontrat türü için kendi içlerinde ayrı ayrı değerlendirilir.
b) Aynı kontratlar için verilen tekliflerden, en iyi fiyatlı teklif önceliklidir.
c) Aynı kontratlar için verilen eşit fiyatlı tekliflerden, ilk önce kaydedilen teklif önceliklidir.
ç) Alış teklifi için fiyatı en yüksek olan, satış teklifi için fiyatı en düşük olan teklifler teklif defterinde en iyi fiyatlı teklif olarak gösterilir.
d) Eşleşme fiyatı, eşleşen tekliflerden ilk kaydedilen teklifin fiyatıdır.
(2) Eşleşen teklifler en iyi fiyatlı teklif sırasından çıkarılır ve Piyasa İşletmecisi, ilgili piyasa katılımcılarına ticari işlem onaylarını PYS üzerinden bildirir. Kısmen eşleşme olması durumunda, eşleşmemiş kalan miktar, seans süresince teklif defterinde yer alır.
Organize YEK-G piyasasında tekliflerin ve işlemlerin iptali
MADDE 15 - (1) İşleme taraf olan en az bir piyasa katılımcısının başvurusu üzerine veya resen Piyasa İşletmecisi tarafından;
a) Piyasa İşletmecisinden kaynaklı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılardan kaynaklanan hataların ortaya çıkması durumunda,
b) Piyasa bozucu veya haksız menfaat elde etmeye yönelik teklif ve işlemlerin tespit edilmesi durumunda,
ilgili tekliflerin ve/veya gerçekleşen işlemlerin tamamı veya bir kısmı iptal edilir.
(2) İptal ve/veya diğer işlemlere ilişkin iptal gerekçesi ve/veya gerekli bilgilendirme PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
Organize YEK-G piyasası kapsamında arıza ve bakım prosedürleri
MADDE 16 - (1) Piyasa İşletmecisinin piyasa faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım veya diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini engelleyecek nitelikte problem oluşması, PYS’de bakım yapılması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza ve bakım prosedürleri uygulanır.
(2) Piyasa İşletmecisi; PYS’nin arızalanması, PYS’de bakım yapılması halinde bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlanması gereken süreçlerin belirlenen sürede tamamlanamayacağının ortaya çıkması durumunda süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler veya ilgili kontratı askıya alır. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından organize YEK-G piyasası katılımcılarına duyurulur.
(3) Piyasa İşletmecisi ve her bir piyasa katılımcısı, PYS arıza veya bakım prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişi belirler ve bu kişinin iletişim bilgilerini birbirine sağlar.
(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.
Organize YEK-G piyasasında itiraz süreci
MADDE 17 - (1) Organize YEK-G piyasası katılımcıları, ticari işlem onaylarına ilişkin bildirimlerde sadece Piyasa İşletmecisi kaynaklı hata bulunması durumunda Usul ve Esaslarda belirtilen sürelerde itirazda bulunabilir. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazların kabul veya reddedilmesi ile itiraz sonucu yapılacak düzeltmelere ilişkin hususlar Usul ve Esaslarda düzenlenir.
(2) Yapılan itiraz, piyasa katılımcısının ödeme ve diğer yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan piyasa katılımcısı, ticari işlem onaylarını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanır.
(3) Bir kontrata ilişkin birden çok sayıda itiraz olması durumunda, Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek itirazın bu Yönetmelikle belirlenen esaslara aykırılık içerdiğine dair ciddi şüphe oluşması halinde ilgili kontratı askıya alır ve piyasa katılımcılarına gerekli duyuruyu yapar.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Mali Hususlara İlişkin Hükümler
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 18 - (1) Piyasa İşletmecisi;
a) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun belirlenerek katılımcıların bu hususa ilişkin olarak bilgilendirilmesinden,
b) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunun tüm taraflarca kullanılabilmesi amacıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşu ile anlaşma yapılmasından,
c) Piyasa katılımcılarının sunması gereken teminat tutarlarının doğru şekilde hesaplanmasından,
ç) Piyasa katılımcılarının, sunmaları gereken teminat tutarları hakkında düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
d) Piyasa İşletmecisi adına sunulan elektronik teminat mektuplarının elektronik olarak muhafazasından ve kendisine sunulan elektronik teminat mektupları hakkında merkezi uzlaştırma kuruluşunun bilgilendirilmesinden,
e) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun, piyasa katılımcılarının sunmakla yükümlü oldukları teminat tutarları ve alacakları/borçları hakkında, düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
f) Her bir katılımcının mevcut teminat tutarı ile sunmakla yükümlü olduğu teminat tutarını karşılaştırarak, gerekmesi halinde ilgili piyasa katılımcısına PYS üzerinden ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşu aracılığıyla teminat tamamlama çağrısında bulunulmasından,
g) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan TL cinsinden nakit teminatların nemalandırılması hizmeti karşılığında tahsil edilecek olan fon yönetim komisyonu oranının piyasa katılımcılarına duyurulmasından,
ğ) Kendi nam ve hesabına, merkezi uzlaştırma kuruluşunda gerekli hesapların açılmasından,
h) Alacağın devri sözleşmeleri kapsamında yapılacak ödemeler ile ilgili olarak merkezi uzlaştırma kuruluşunun zamanında ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
ı) Elektronik sistemlerinde yapacağı planlı bakım ve güncellemeler hakkında önceden merkezi uzlaştırma kuruluşunun bilgilendirilmesinden,
sorumludur.
Piyasa katılımcılarının sorumlulukları
MADDE 19 - (1) Piyasa katılımcıları;
a) Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunda kendi namına, teminat ve ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak teminat ve nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
b) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulacak olan elektronik teminat mektubu dışındaki diğer teminatları saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma kuruluşu katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
c) Piyasa İşletmecisi tarafından fatura ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacıyla aracı bankalarda, kendi namına, ödemelere ilişkin işlemlerin gerçekleşmesine yönelik olarak nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,
ç) Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen faturalara ilişkin olarak ödemelerin zamanında ve doğru bir şekilde yapılmasından,
d) Piyasa İşletmecisi namına sunmaları gereken teminat tutarının bu Yönetmelikte yer alan ilgili maddeler gereğince sunulmasından,
e) Ödeme yükümlülüklerini teminat altına almak için Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşunda, adlarına açılmış olan teminat hesaplarına, Piyasa İşletmecisi tarafından bildirilen miktardaki teminatın zamanında yatırılmasından,
f) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat yönetimi ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak kendilerinden talep edilen hizmet bedelinin merkezi uzlaştırma kuruluşuna zamanında yatırılmasından,
sorumludur.
Merkezi uzlaştırma kuruluşunun sorumlulukları
MADDE 20 - (1) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasası ile ilgili olarak belirlenen merkezi uzlaştırma kuruluşu;
a) Teminat işlemleri ile fatura ve temlik ödemelerinin, zamanında ve doğru bir şekilde gerçekleştirilmesi için Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcıları ile iletişimi sağlayacak olan alt yapının kurulması ve kurulan sistemin işletilmesi, gerektiğinde ihtiyaç duyulan geliştirilmelerin yapılmasından,
b) Piyasa İşletmecisi adına sunulan elektronik teminat mektubu dışındaki diğer teminatların kabulü ve muhafazasından,
c) Teminatlara ilişkin gerçekleşen işlemlerin izlenmesinden,
ç) Piyasa İşletmecisinin, piyasa katılımcılarının teminat hesaplarında gerçekleştirilen işlemler ve mevcut teminat seviyesi hakkında zamanında ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden,
d) Bir piyasa katılımcısının organize YEK-G piyasasına ilişkin olarak sunmuş olduğu teminat tutarının, ilgili katılımcının sağlaması gereken teminat seviyesinin altına düşmesi durumunda, ilgili piyasa katılımcısına sunması gereken teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısı bildiriminin yapılmasından,
e) Temerrüde düşen piyasa katılımcısına ilişkin temerrüt faizinin hesaplanması ve buna ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
f) Piyasa katılımcıları tarafından ödenmesi gereken hizmet bedelleri ve fon yönetim komisyonları hakkında piyasa katılımcılarının bilgilendirilmesinden,
g) Teminat ve ödeme işlemlerinin yürütülmesi amacına yönelik olarak Piyasa İşletmecisi ile merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasının imzalanmasından,
ğ) Piyasa katılımcılarının elektronik teminat mektubu dışındaki diğer teminatlarını saklama, teminat yönetimi, nemalandırma ve nakit takas hizmetine ilişkin merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşmasının imzalanmasından,
h) Teminat yönetimi, fatura ve temlik ödemelerine ilişkin gerçekleşen işlemlerle ilgili olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
ı) Piyasa İşletmecisi tarafından, piyasa katılımcılarına ilişkin olarak kendilerine gönderilen katılımcı bazındaki ticari işlemler ve teminat kullanımı gibi ticari sır niteliğindeki bilgi ve verilerin üçüncü kişilerle paylaşılmamasından,
i) Piyasa İşletmecisi dışında yetkili merciler tarafından merkezi uzlaştırma kuruluşuna gelen haciz, iflas ve tedbir işlemlerinde gerekli işlemlerin uygulanması ve Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
j) Teminat olarak kabul edilecek menkul kıymetlerin değerleme katsayılarının Piyasa İşletmecisinin uygun görüşüyle belirlenmesi ve uygulanmasından,
k) Elektronik sistemlerinde yapacağı planlı bakım ve güncellemeler hakkında en az on gün önceden Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
l) Nakit takası, tahsilat, teminat yönetimi ve benzeri iş ve işlemlerin, bu Yönetmelik ve diğer ilgili mevzuatta belirtilen gün ve saatlerde yerine getirilmesinden,
m) Piyasa İşletmecisi tarafından kendisine bildirilen temliknameler kapsamındaki ödemelerin doğru bir şekilde yapılmasının takibinden ve yapılan ödemelere ilişkin olarak Piyasa İşletmecisinin bilgilendirilmesinden,
sorumludur.
(2) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından teminatlar ve fatura ödemelerine ilişkin olarak kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve ilgili mevzuat doğrultusunda tamamlanması gereken süreçlerin bildirilen süre zarfında tamamlanamayacağının ortaya çıkması durumunda, alınan tedbirler ve öneriler hakkında merkezi uzlaştırma kuruluşu, Piyasa İşletmecisini ivedilikle bilgilendirir ve bu arızanın ivedilikle çözümlenmesi için her türlü tedbiri alır.
(3) Piyasa katılımcıları tarafından TL cinsinden sunulan nakit teminatlar en iyi gayret esası ile nemalandırılır. Nemalandırmaya ilişkin usul ve esaslar merkezi uzlaştırma kuruluşunun yasal sorumluluğunda olup söz konusu nemalandırma işlemi günün piyasa koşullarına göre en iyi gayret gösterilmek suretiyle merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından gerçekleştirilir. Nema tutarı, fon yönetim komisyonu, banka ve sigorta muameleleri vergisi ve yasal yükümlülükler düşülerek ilgili piyasa katılımcısı hesabına bir sonraki iş günü aktarılır.
(4) Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından sunulan teminat saklama ve nakit takas hizmetine ilişkin olarak, merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından alınacak olan hizmet bedeline ilişkin oranlar ile fon yönetim komisyonu oranı piyasa işletmecisinin görüşü alınarak ve merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından belirlenerek katılımcılara duyurulur. Bu oranlarda değişiklik olması durumunda, Piyasa İşletmecisi değişen oranları, bu oranların geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayınlar.
(5) Piyasa katılımcısının, söz konusu aylık hizmet komisyonunu tebliğ tarihini takip eden altı iş günü içerisinde ödememesi durumunda uygulanacak hükümler merkezi uzlaştırma kuruluşu-katılımcı anlaşmasında yer alır.
Teminatlara ilişkin genel esaslar
MADDE 21 - (1) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarından organize YEK-G piyasası işlemleri kapsamında, bu piyasada gerçekleştirdikleri işlemlere ait ödemelerine ilişkin oluşabilecek mali risklere dair teminat alır. Piyasa katılımcıları tarafından, söz konusu ödemelerin Usul ve Esaslarda belirtilen sürelerde yapılmaması durumunda, söz konusu fatura ödemeleri için ilgili piyasa katılımcısının teminatına başvurulur.
(2) Teminat yükümlülüğü, teminat türleri, teminat olarak kabul edilecek değerler, teminat süreçleri ve teminat tutarlarının hesaplanmasına ilişkin hususlar Usul ve Esaslarda düzenlenir.
(3) Piyasa İşletmecisi teminat ve ödemelerin yürütülmesi işlemlerini merkezi uzlaştırma kuruluşu aracılığı ile yerine getirir. Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu arasında yapılan merkezi uzlaştırma kuruluşu anlaşmasıyla, merkezi uzlaştırma kuruluşunun görev ve sorumlulukları belirlenir.
(4) Piyasa katılımcıları, Usul ve Esaslarda belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden oluşan elektronik teminat mektubu dışındaki tüm teminatlarını merkezi uzlaştırma kuruluşuna, elektronik teminat mektuplarını Piyasa İşletmecisine sunar.
(5) Merkezi uzlaştırma kuruluşu nezdinde Piyasa İşletmecisi adına katılımcı bazında piyasa faaliyetlerine ilişkin bulundurulan teminatlar amacı dışında kullanılamaz, haczedilemez, rehnedilemez, idari mercilerin tasfiye kararlarından etkilenmez, iflas masasına dâhil edilemez ve üzerlerine ihtiyati tedbir konulamaz.
Uzlaştırma bildirimleri
MADDE 22 - (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda YEK-G sistem kullanıcılarının her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ödeyecekleri ya da Piyasa İşletmecisi tarafından YEK-G sistem kullanıcılarına ödenecek tutarları içeren uzlaştırma bildirimleri, Usul ve Esaslarda belirlenen usul ve sürelerde YEK-G sistem kullanıcılarına duyurulur.
(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan, YEK-G sistemine ve organize YEK-G piyasasına ilişkin uzlaştırma bildiriminde asgari olarak aşağıda belirtilen kalemler yer alır:
a) Katılımcının YEK-G belgesi satış miktarı ve alacak dökümü.
b) Katılımcının YEK-G belgesi alış miktarı ve borç dökümü.
c) Fatura ödemelerine ilişkin gecikme zammı kalemleri.
ç) Katılımcılara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti.
d) YEK-G düzeltme kalemi.
(3) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerinde tespit ettikleri hatalara ilişkin itirazların bildirim süreleri, itirazların değerlendirilmesi, itiraz sonucu ve resen yapılacak düzeltmelere ilişkin hususlar Usul ve Esaslarda düzenlenir.
Faturalama işlemleri
MADDE 23 - (1) YEK-G sistem kullanıcılarının Piyasa İşletmecisine ödeyecekleri ya da Piyasa İşletmecisi tarafından YEK-G sistem kullanıcılarına ödenecek tutarlara ilişkin faturalarda bulunacak asgari fatura kalemleri, faturaların düzenlenme süreleri, fatura tebliğ tarihi, faturalara istinaden borç/alacak bilgilerinin merkezi uzlaştırma kuruluşuna bildirimi, tahakkuktan vazgeçme sınırı ile faturalara ilişkin diğer hususlar Usul ve Esaslarda düzenlenir.
Ödemeler ve tahsilat
MADDE 24 - (1) YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasası faaliyetleri kapsamında iletilen faturaların bedelleri ile merkezi uzlaştırma kuruluşuna yapılacak hizmet bedelleri Usul ve Esaslarda belirtilen süreler içerisinde ödenir.
(2) Piyasa İşletmecisi, merkezi uzlaştırma kuruluşu ve YEK-G sistem kullanıcılarının ödemelerine ilişkin yükümlülükleri, ödemelerde merkezi uzlaştırma kuruluşu ve aracı banka kullanılmasına ilişkin hususlar, ödemelerde teknik problemler oluşması durumunda yapılacak bilgilendirmeler ve uygulanacak arıza prosedürleri Usul ve Esaslarda düzenlenir.
Fatura ödemelerinin yapılmaması
MADDE 25 - (1) YEK-G sistem kullanıcılarının, faturadan kaynaklanan net borcunun, Usul ve Esaslarda belirtilen süre içerisinde ödenmeyerek temerrüte düşülmesi halinde, ödenmesi gereken tutara temerrüt faizi uygulanır. Temerrüt faizi oranı, 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen faiz oranıdır. Merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından günlük olarak hesaplanan temerrüt faizi tutarlarının aylık toplamları faturaya esas değer olarak kabul edilir. Temerrüt faizine ilişkin bedeller ilgili ayın uzlaştırma bildiriminde gecikme zammı kalemi olarak belirtilir ve her ay sonu itibarıyla ilgili YEK-G sistem kullanıcısının faturasına yansıtılır. Piyasa İşletmecisinin YEK-G sistem kullanıcılarına ödeme yapmaması durumunda da Piyasa İşletmecisine bu fıkra hükümleri uygulanır.
(2) Piyasa katılımcıları, sunması gereken YEK-G teminatı tutarlarının üzerinde TL cinsinden nakit teminatının bulunması ve sunması gereken toplam tutarın üzerinde olan teminat tutarının veya piyasa katılımcıları serbest cari hesabında bulunan paranın ilgili fatura bildirimine ilişkin piyasa katılımcıları borcunu karşılayacak seviyede olması durumunda, piyasa katılımcıları borcu, sunması gereken fatura işlem teminatı tutarlarının üzerindeki TL cinsinden nakit teminattan otomatik olarak karşılanır ve piyasa katılımcıları temerrüde düşmez.
(3) YEK-G sistem kullanıcısının, söz konusu fatura bedelini, Usul ve Esaslarda belirtilen süre içerisinde ödememesi durumunda, YEK-G sistem kullanıcısının ayrıca bir ihtara gerek olmaksızın temerrüde düştüğü kabul edilir. Temerrüde düşen piyasa katılımcısına ilişkin, yasal yollar saklı kalmak üzere aşağıdaki işlemler yapılır:
a) Organize YEK-G piyasası kapsamında faaliyetlerine devam etmesine izin verilmez ve YEK-G sisteminde işlem yapma yetkisi kaldırılır.
b) Piyasa katılımcısının Usul ve Esaslar uyarınca yatırmış olduğu teminat, temerrüde düşülen borç tutarı kadar merkezi uzlaştırma kuruluşu veya Piyasa İşletmecisi tarafından kullanılarak borçlarına mahsup edilir.
c) YEK-G sistem kullanıcısı hakkında ivedilikle Kuruma bilgi verilir ve mevzuata uyulmaması kapsamında Elektrik Piyasası Kanununun 16 ncı maddesi çerçevesindeki gerekli yaptırımlar Kurum tarafından başlatılır.
ç) Bu fıkra kapsamında ilgili süreçlerin uygulandığı YEK-G sistem kullanıcısı hakkında tüm piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bilgi verilir.
(4) Ödemeler ve teminatlara ilişkin yükümlülüklerin belirtilen süreler içinde Piyasa İşletmecisi ve merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından kullanılan bilgisayar, yazılım ya da teknolojik altyapının beklenmedik bir şekilde arızalanması ve merkezi uzlaştırma kuruluşuyla ilgili olan arızaların Piyasa İşletmecisine geçerli sebeplerle raporlanması halinde, Piyasa İşletmecisi tarafından YEK-G sistem kullanıcısına temerrüt faizi uygulanmaz.
(5) YEK-G sistem kullanıcılarına uygulanacak asgari temerrüt matrahı ve asgari temerrüt faizi tutarı Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla duyurulur. Asgari temerrüt matrahının altındaki tutarlara temerrüt cezası uygulanmaz.
(6) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak DUY 132/E maddesinin beşinci fıkrası ile 132/İ maddesinin yedinci fıkrası kapsamında ve organize toptan doğal gaz satış piyasasına ilişkin Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası İşletim Usul ve Esaslarının 10.7.6. maddesi kapsamında haklarında işlem tesis edilen YEK-G sistem kullanıcılarının YEK-G sistemi ve organize YEK-G piyasasında faaliyette bulunması, bu Yönetmelik ile Usul ve Esaslarında yer alan düzenlemeler uyarınca kısmen veya tamamen engellenebilir.
(7) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen veya yan hizmetler piyasası hariç olmak üzere mali uzlaştırma ile diğer mali işlemleri yürütülen piyasalara ilişkin fatura ödeme yükümlülüklerini ve bu Yönetmelik kapsamındaki teminat yükümlülüklerini yerine getirmesi halinde temerrüt hali sona erer.
ALTINCI BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Piyasa İşletmecisi tarafından alınacak ücretler
MADDE 26 - (1) Piyasa İşletmecisi tarafından YEK-G sistemi ile organize YEK-G piyasasının işletimine ilişkin YEK-G sistem kullanıcıları ve piyasa katılımcılarından alınacak piyasa işletim ücretleri her yıl Kurul tarafından onaylanarak ilan edilir. İlgili ücretlerin belirlenmesine ve tahsiline ilişkin hükümler 22/12/2015 tarihli ve 29570 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğde düzenlenir.
Devir ve temlik
MADDE 27 - (1) Bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerle ilgili olarak yapılan devir, temlik ve taşınır rehinleri Piyasa İşletmecisine karşı hüküm ifade etmez. Bu Yönetmelik kapsamındaki alacak ve haklar ise ancak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen hususlara uygun olarak ve Piyasa İşletmecisinden onay almak kaydıyla rehin ve temlik edilebilir.
Raporlama
MADDE 28 - (1) YEK-G sistemi ile organize YEK-G piyasasının işletilmesine ilişkin Kurul tarafından onaylanacak bilgiler Piyasa İşletmecisi tarafından Şeffaflık Platformunda yayımlanır.
Usul ve Esaslar
MADDE 29 - (1) YEK-G sisteminin ve kayıt veri tabanının kurulması, işletilmesi ve yönetilmesi ile organize YEK-G piyasasının işletimine ilişkin hususlar ile tüketicilere tedarik edilen elektrik enerjisinin ifşa ve ispat yükümlülüğüne ilişkin hususlar, Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe giren YEK-G Sistemi ve Organize YEK-G Piyasası İşletimi Usul ve Esaslarında belirlenir.
Yeşil tarife kapsamında YEK-G belgesi itfa işlemleri
GEÇİCİ MADDE 1 - (1) 1/8/2020 tarihinden organize YEK-G piyasasının faaliyete geçeceği tarihe kadar yeşil tarifeden yararlanan tüketicilerin tüketimleri sebebiyle itfa edilecek YEK-G belgeleri, ilgili dönemde portföyünde yer aldıkları görevli tedarik şirketleri tarafından YEK-G sisteminin işletmeye girmesini müteakip toplu olarak en geç bir ay içerisinde itfa edilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında itfa edilecek YEK-G belgeleri, Piyasa İşletmecisi tarafından bir defaya mahsus olmak üzere Elektrik Üretim Anonim Şirketi mülkiyetindeki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim santrallerinden ihraç edilir ve ilgili görevli tedarik şirketinin hesabına ücretsiz olarak transfer edilir.
Geçiş dönemi ihraç işlemleri
GEÇİCİ MADDE 2 - (1) Piyasa İşletmecisi, 1/3/2021-31/5/2021 tarihleri arasında YEK-G sistem kullanıcıları tarafından gerçekleştirilen üretimler için belgelendirilebilir üretim miktarını DUY kapsamındaki Mayıs 2021 nihai uzlaştırma bildiriminin yayımlanma tarihinden itibaren hesaplar ve PYS aracılığıyla ilgili YEK-G sistem kullanıcılarına duyurur. YEK-G sistem kullanıcıları, bu fıkra kapsamında Piyasa işletmecisi tarafından hesaplanan belgelendirilebilir üretim miktarlarının bildirimini müteakip Piyasa İşletmecisine YEK-G belgesi ihraç talebinde bulunabilirler.
Geçiş dönemi itfa işlemleri
GEÇİCİ MADDE 3 - (1) 1/1/2021-31/5/2021 tarihleri arasında tüketicilerin gerçekleştirdikleri tüketimleri sebebiyle itfa edilecek YEK-G belgeleri, tedarikçiler tarafından DUY kapsamındaki Mayıs 2021 nihai uzlaştırma bildiriminin yayımlanma tarihinden itibaren itfa bildirimine konu edilir.
Yürürlük
MADDE 30 - (1) Bu Yönetmelik 1/6/2021 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 31 - (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
1 Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
1 Tarihi | Sayısı
1 14/11/2020 31304
2 21/5/2021 31487
3 17/8/2023 32282
4 17/12/2024 32755 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1859db2f40756.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 9098 Karar Tarihi: 26/12/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2019 tarihli toplantısında; “Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası İşletim Gelir Tavanının Karşılanması İçin Uygulanacak Bedeller ve Uygulamaya İlişkin Yöntem Bildirimi”nde ifade edilen ücretlerin belirlenmesine yönelik aşağıdaki Kararın alınmasına ve söz konusu Kararın Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
Madde 1 - (1) 2020 yılında Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası’nda geçerli olacak birim ücretler aşağıdaki tabloda yer almaktadır.
Madde 2 - (1) Bu Kararda belirlenen ücretlere, Katma Değer Vergisi dâhil değildir.
Madde 3 - (1) Bu Karar, 1/1/2020 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Madde 4 - (1) Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Ücret adı | Birim fiyat
Birim işlem ücreti 0,0012 TL/Sm3
Birim dengesizlik uzlaştırma işletim ücreti 0,0035 TL/Sm3
Yıllık katılım ücreti 17.380 TL
Kabul edilmeyen itiraz ücreti 200 TL/adet |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_18798f6411718.docx | 13 Aralık 2022 SALI Resmî Gazete Sayı : 32042
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11439 Karar Tarihi: 08/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 08/12/2022 tarihli toplantısında; “Vadeli Elektrik Piyasası İşletim Gelir Tavanının Karşılanması İçin Uygulanacak Bedel Ve Komisyonlar İle Uygulamaya İlişkin Yöntem Bildirimi” ile “Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Sistemi ve Organize Yek-G Piyasası İşletim Gelir Tavanının Karşılanması İçin Uygulanacak Bedel ve Komisyonlar İle Uygulamaya İlişkin Yöntem Bildirimi”nde ifade edilen ücretlerin belirlenmesine yönelik aşağıdaki Kararın alınmasına ve söz konusu Kararın Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine karar verilmiştir.
MADDE 1 - (1) 2023 yılında Vadeli Elektrik Piyasası’nda geçerli olacak birim ücretler aşağıdaki tabloda yer almaktadır.
MADDE 2 - (1) 2023 yılında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Sistemi ve Piyasası’nda geçerli olacak birim ücretler aşağıdaki tabloda yer almaktadır.
MADDE 3- (1) Bu Kararda belirlenen ücretlere, Katma Değer Vergisi dâhil değildir.
MADDE 4- (1) Bu Karar, 1/1/2023 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 5- (1) Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Ücret adı | Birim fiyat
Birim işlem ücreti 1,00 TL/MWh
Yıllık katılım ücreti 10.000 TL
Kabul edilmeyen itiraz ücreti 200 TL/adet
Ücret adı | Birim fiyat
Birim işlem ücreti 0,20 TL/MWh
Yıllık katılım ücreti 1000 TL |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1888df0222853.docx | ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik piyasasındaki önlisans ve lisanslandırma uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar ile önlisans ve lisans sahiplerinin hak ve yükümlülüklerinin belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; elektrik piyasasında faaliyette bulunulabilmesi için alınması zorunlu olan önlisans ve lisanslar ile bu lisanslara ilişkin temel hükümleri, lisanslandırma işlemlerini, önlisans ile lisans sahibi tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Akredite kuruluş: 27/10/1999 tarihli ve 4457 sayılı Türk Akreditasyon Kurumu Kuruluş ve Görevleri Hakkında Kanun çerçevesinde Türk Akreditasyon Kurumu tarafından, rüzgar ölçümlerine ilişkin TS EN 61400-12-1 Elektrik Üreten Rüzgar Türbinlerinin Güç Performansı Ölçmeleri, TS EN ISO 17025 Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin Genel Şartlar ile güneş ölçümlerine ilişkin bu Yönetmeliğin yedinci bölümü ve TS EN ISO 17025 Deney ve Kalibrasyon Laboratuvarlarının Yeterliliği İçin Genel Şartlar uyarınca akredite edilmiş kuruluşu,
b) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
c) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,
ç) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479), tedarik şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
d) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
e) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
f) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım şirketinin lisansında tanımlanan bölgeyi,
g) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
ğ) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
h) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
ı) Enterkonneksiyon kullanım anlaşması: Sistem işleticisi tarafından işletilen uluslararası enterkonneksiyon hatları üzerinden hizmet alan lisans sahibi tüzel kişi ile sistem işleticisi arasında imzalanan ve enterkonneksiyon hatlarının kullanımı ile ilgili esas ve usulleri içeren anlaşmayı,
i) EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketini,
j) Esas sözleşme: Anonim şirketler için 13/1/2011 tarihli ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanununun 339 ve devamı maddelerde düzenlenen sözleşmeyi, limited şirketler için aynı Kanunun 575 ve devamı maddelerinde düzenlenen şirket sözleşmesini,
k) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
l) GES: Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretim Tesisini,
m) Görevli tedarik şirketi: Dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması kapsamında kurulan veya son kaynak tedariği yükümlüsü olarak Kurul tarafından yetkilendirilen tedarik şirketini,
n) Güneş ölçümü: Asgari güneş radyasyonu ve güneşlenme süresi ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçümleri,
o) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmayı,
ö) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
p) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
r) İletim tesisi: Üretim veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dâhil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
s) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479) Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
ş) İştirak: Kamu iktisadi teşebbüsü olanlar hariç olmak üzere; doğrudan veya dolaylı olarak tek başına veya başka şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişilerle birlikte piyasada faaliyet gösteren herhangi bir tüzel kişiyi kontrol eden şirket veya doğrudan ya da dolaylı olarak, tek başına veya birlikte, başka herhangi bir şirket ve şirketler veya gerçek kişi ve kişiler tarafından kontrol edilen, piyasada faaliyet gösteren tüzel kişiyi ve bu şirketlerin ve/veya piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin birinin diğeriyle veya birbirleriyle olan doğrudan veya dolaylı ilişkisini,
t) Kanun: 14/03/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
u) Kojenerasyon: Isı ve elektrik ve/veya mekanik enerjinin aynı tesiste eş zamanlı olarak üretimini,
ü) Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları,
v) Kullanıcı: İletim veya dağıtım sistemine bağlanan ya da bu sistemleri veya enterkonneksiyon hatlarını kullanan gerçek veya tüzel kişiyi,
y) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
z) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
aa) Lisans: Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişiye Kurumca verilen izin belgesini,
bb) Mevcut sözleşmeler: Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce, 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Kanun, 8/6/1994 tarihli ve 3996 sayılı Kanun, 16/7/1997 tarihli ve 4283 sayılı Kanun, 21/1/2000 tarihli ve 4501 sayılı Kanun hükümleri ve ilgili yönetmeliklere göre imzalanan sözleşmeleri, imtiyaz sözleşmelerini ve uygulama sözleşmelerini,
cc) Mikrokojenerasyon tesisi: Elektrik enerjisine dayalı kurulu gücü 100 kilovat ve altında olan kojenerasyon tesisini,
çç) Müşteri: TEİAŞ, üretim şirketleri, tedarik şirketleri, dağıtım şirketleri ve serbest tüketicileri,
dd) Meteoroloji Genel Müdürlüğü (MGM): Meteoroloji Genel Müdürlüğünün merkez ve taşra teşkilatını,
ee) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Organize toptan elektrik piyasaları: Elektrik enerjisi, kapasitesi veya perakende alış satışının gerçekleştirildiği ve piyasa işletim lisansına sahip merkezî bir aracı tüzel kişilik tarafından organize edilip işletilen gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ve ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren diğer elektrik piyasaları ile sermaye piyasası aracı niteliğindeki standardize edilmiş elektrik sözleşmelerinin ve dayanağı elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi olan türev ürünlerin işlem gördüğü ve Borsa İstanbul Anonim Şirketi tarafından işletilen piyasaları ve TEİAŞ tarafından organize edilip işletilen dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasası gibi elektrik piyasalarını,
ff) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için belirli süreli verilen izni,
gg) Özel direkt hat: Yapılacak sistem kontrol anlaşması hükümlerine göre üretim lisansı sahibi bir tüzel kişinin üretim tesisi ile müşterileri ve/veya iştirakleri arasında elektrik enerjisi naklinin sağlanabilmesi veya üretim lisansı sahibinin sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden ihraç edebilmesi amacıyla, iletim veya dağıtım şebekesi dışında ulusal iletim veya dağıtım sistemi için geçerli standartlara uygun olarak tesis edilerek işletilen hattı,
ğğ) Perakende satış: Elektriğin tüketicilere satışını,
hh) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Perakende satış hizmeti: Görevli tedarik şirketleri tarafından, elektrik enerjisi ve/veya kapasite satımı dışında, tüketicilere sağlanan faturalama ve tahsilat hizmetleri ile tüketici hizmetleri merkezi aracılığıyla verilen hizmetleri,
ıı) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
ii) Rüzgar ölçümü: Asgari olarak rüzgar hızı ve yönü ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçümleri,
jj) Serbest olmayan tüketici: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını sadece, bölgesinde bulunduğu görevli tedarik şirketinden yapabilen gerçek veya tüzel kişiyi,
kk) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğini haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
ll) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
mm) Sistem kontrol anlaşması: TEİAŞ veya dağıtım şirketi ile özel direkt hattın mülkiyet sahibi veya işletmecisi olan özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişi arasında, iletim ve dağıtım sistemlerinin kararlılığının ve işletme bütünlüğünün korunmasını sağlayan hükümleri içeren ve özel hukuk hükümlerine göre yapılan anlaşmaları,
nn) Son kaynak tedarikçisi: Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketicilere enerji temin etmekle görevlendirilmiş olan tedarik lisansı sahibi şirketi,
oo) Son kaynak tedariği: Serbest tüketici niteliğini haiz olduğu hâlde elektrik enerjisini, son kaynak tedarikçisi olarak yetkilendirilen tedarik lisansı sahibi şirket dışında bir tedarikçiden temin etmeyen tüketicilere elektrik enerjisi tedariğini,
öö) Standart ölçüm: Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler tarafından tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Yönetmelik kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak elde edilmiş ölçümü,
pp) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyatları, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
rr) Tedarik: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan veya perakende satışını,
ss) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
tt) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, iletimi veya dağıtımı faaliyeti yürütülen veya yürütülmeye hazır tesis, şebeke veya teçhizatı,
uu) TEDAŞ: Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketini,
üü) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
vv) (Mülga:RG-16/8/2018-30511)
yy) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
zz) Teknik etkileşim izni: Teknik Etkileşim Analizinin neticesine göre, ilgili kurum tarafından olumlu veya şartlı olarak Bakanlık aracılığıyla ilgili kişilere verilen izni,
aaa) Toptan satış: Elektrik enerjisi ve/veya kapasitesinin tekrar satış için satışını,
bbb) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ccc) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Türev piyasalar: İleri bir tarihte nakit uzlaşması yapılmak üzere elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin, bugünden alım satımının yapıldığı piyasaları,
ççç) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
ddd) UTM Koordinatı: “Universal Transversal Mercator” izdüşümünde altı derecelik dilim esasına göre verilen koordinatı (ED 50 Datum),
eee) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralları için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
fff) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
ggg) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
ğğğ) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışıyla iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
hhh) Yan hizmetler: İletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
ııı) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri: Rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, dalga, akıntı ve gel-git ile kanal tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesislerini,
iii) (Ek:RG-26/12/2014-29217) Kurumsal Bilişim Sistemi: Kuruluş çalışanları tarafından kullanılan bilgisayarlar, bunlara hizmet veren dosya, uygulama, veri tabanı ve e-posta sunucusu ve ağ altyapısının tamamını,
jjj) (Ek:RG-26/12/2014-29217) Endüstriyel Kontrol Sistemleri: Enerjinin üretilmesi, enerji sağlayan ham petrol, taş kömürü ve benzeri hammaddelerin işlenip tüketime hazır hale getirilmesi, enerjinin iletim veya dağıtım katmanları aracılığı ile aktarılması gibi süreçlerin bir veya birden fazla merkezden izlenmesini, bazen de yönetilmesini sağlayan bilgi ve iletişim sistemlerini,
kkk) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Bağlantı bölgesi: TEİAŞ tarafından belirlenen ve il ya da illerin idari mülki sınırlarını kapsayan bölgeyi,
lll) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Kayıtlı Elektronik Posta (KEP) Adresi: 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanununun 7/a maddesi uyarınca sermaye şirketlerine geçerli tebligata esas elektronik iletilerin gönderimi ve teslimatı da dahil olmak üzere kullanımına ilişkin olarak delil sağlayan, elektronik postanın nitelikli şeklini,
mmm) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Teminat: Bu Yönetmelik kapsamında Kuruma sunulması öngörülen ve Türk Lirası cinsinden nakit olarak değeri ya da Kuruma muhatap düzenlenmiş ve Kurul kararı ile belirlenen örneğe uygun banka teminat mektubunu,
nnn) (Ek:RG-22/10/2016-29865) YEKA: 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 4 üncü maddesi kapsamında belirlenecek yenilenebilir enerji kaynak alanlarını,
ooo) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA Yönetmeliği: 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğini,
ööö) (Ek:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Enerji İşleri Genel Müdürlüğünü,
ppp) (Ek:RG-9/7/2019-30826) Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS): 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu uyarınca tebligat çıkarmaya yetkili makam ve merciler tarafından Posta ve Telgraf Teşkilatı Anonim Şirketi (PTT) vasıtasıyla yapılacak elektronik tebligat sistemini,
rrr) (Ek:RG-9/7/2019-30826) EPDK Başvuru Sistemi: Kurum nezdinde yürütülen tüm önlisans ve lisans işlemlerine ilişkin başvuruların elektronik ortamda yapılmasını sağlayan sistemi,
sss) (Ek:RG-23/8/2019-30867) Yerli maden: 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin ikinci fıkrasının IV. Grup madenler başlıklı bendinin (b) alt bendi kapsamında belirtilen ve yurt içinde çıkarılan madenleri,
şşş) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi: Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisini, birleşik elektrik üretim tesisini, destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisini ve birlikte yakmalı elektrik üretim tesisini,
ttt) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi: Şebekeye aynı bağlantı noktasından bağlanan birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan tek bir elektrik üretim tesisini,
uuu) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi: Şebekeye aynı bağlantı noktasından bağlanan tamamı yenilenebilir birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan tek bir elektrik üretim tesisini,
üüü) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birlikte yakmalı elektrik üretim tesisi: Yenilenebilir enerji kaynakları dışındaki kaynakların kullanıldığı elektrik üretim tesislerinde, ana kaynak yanında yenilenebilir yardımcı kaynağın aynı tesiste yakıldığı tek bir elektrik üretim tesisini,
vvv) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisi: Üretim tesislerinde ısıl dönüşüm sürecinde diğer bir enerji kaynağından da yararlanılan tek bir elektrik üretim tesisini,
yyy) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Ana kaynak: Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde önlisans veya lisans başvurusunda tercih edilen kaynağı,
zzz) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Yardımcı kaynak: Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde önlisans veya lisans başvurusunda kullanılan ana kaynak türünde olmamak üzere, ana kaynak dışındaki diğer kaynak ya da kaynakları,
aaaa) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Yüzer GES: Rezervuarlı veya regülatörlü hidroelektrik üretim tesisleri santral sahaları kapsamındaki su yüzeylerine kurulan güneş enerjisine dayalı elektrik üretim ünitelerini,
bbbb) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Müstakil elektrik depolama tesisi: Herhangi bir üretim veya tüketim tesisiyle irtibatı olmaksızın doğrudan şebekeye bağlı elektrik depolama tesisini,
cccc) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi: Santral sahası sınırları içerisinde, üretim tesisinde üretilen veya sistemden çekilen elektrik enerjisini depolayabilen ve depolanan enerjiyi tekrar kullanılmak üzere sisteme verebilen elektrik depolama ünitesini,
çççç) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Trijenerasyon: Elektrik üretimi, ısıtma ve soğutma işlemlerinin eşzamanlı olarak birlikte yapıldığı enerji üretim tesislerini,
dddd) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi: Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan üretim tesisini,
eeee) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Elektrik depolama kapasitesi: Elektrik depolama ünitesinin megavat-saat cinsinden depolayabileceği toplam elektrik enerjisi miktarını,
ffff) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Elektrik depolama ünitesi kurulu gücü: Elektrik depolama ünitesinin anlık olarak sisteme verebileceği megavat cinsinden azami gücü,
gggg) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcı: Bir veya birden fazla şebeke kullanıcısı ile söz konusu şebeke kullanıcıları adına elektrik piyasasında toplayıcılık faaliyeti yürütmek üzere anlaşma imzalamış olan toplayıcı lisansı veya lisansına dercedilmek kaydıyla tedarik lisansı sahibi tüzel kişiyi,
ğğğğ) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcılık: Toplayıcı tarafından bir veya birden fazla şebeke kullanıcısının üretim ve/veya tüketimlerinin birleştirilerek işletilmesi kapsamında gerçekleştirilen piyasa faaliyetini,
hhhh) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcılık hizmeti anlaşması: Toplayıcılar ile üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, serbest tüketiciler, müstakil depolama tesisi sahibi tüzel kişiler ve 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında faaliyet gösteren gerçek veya tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, toplayıcıların söz konusu şebeke kullanıcıları adına elektrik enerjisi ve/veya kapasitesini alıp satmasına ve yan hizmetlere ilişkin tedarik süreçlerine katılabilmesine dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmayı,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Lisansa Tabi Faaliyetler ile Muafiyetler
Önlisans ve lisans alma yükümlülüğü
MADDE 5 – (1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Piyasada faaliyet göstermek isteyen tüzel kişi, faaliyetine başlamadan önce; bu Yönetmelik kapsamındaki istisnalar hariç, her faaliyet için ve söz konusu faaliyetlerin birden fazla tesiste yürütülecek olması hâlinde, her tesis için ayrı lisans almak zorundadır. Bağlantı noktası ve tesisin fiziki durumuna göre, Kurul, birden fazla projeye konu üniteleri, tek bir önlisans veya lisans kapsamında değerlendirebilir. Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitesi, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kullanılan yardımcı kaynak ünitesi, ana kaynağa dayalı tesisin ünitesi olarak kabul edilir ve tesis tek bir önlisans veya lisans kapsamında değerlendirilir.
(2) Üretim faaliyetiyle iştigal edecek tüzel kişi, faaliyeti birden fazla tesiste yürütecek olması hâlinde, her tesis için ayrı önlisans almak zorundadır. Ancak birden çok yapı veya müştemilatının yüzeylerinde tesis edilen aynı tür yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri, sisteme aynı noktadan bağlanmak kaydıyla tek bir önlisans veya üretim lisansı kapsamında değerlendirilebilir.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans devredilemez. Ancak, aşağıdaki durumlar lisans devri sayılmaz:
a) Lisans sahibi bir tüzel kişi, bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülüklerini, 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu uyarınca birleşme veya bölünme yoluyla, 59 uncu madde çerçevesinde başka bir tüzel kişiye devredebilir.
b) Üretim lisansı almış bir tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, aynı ortaklık yapısı ile kurulan bir başka tüzel kişiye Kurul onayı alınmak ve yeni tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla devredilebilir ve devralması onaylanan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Üretim lisansı sahibi halka açık bir tüzel kişinin bu Yönetmelik kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, bu tüzel kişinin yüzde yüz payına sahip olarak kurduğu bir başka tüzel kişiye, Kurul onayı alınmak kaydıyla devredilebilir ve devralması onaylanan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Bu bent kapsamında eskisinin devamı mahiyetinde lisans verilmesi onaylanan tüzel kişilerin ortaklık yapılarında, ilgili tüzel kişiye lisans verilene kadar, halka açık paylar hariç olmak üzere pay devri yoluyla değişiklik yapılması halinde, bu tüzel kişilerin lisans başvuruları Kurul kararıyla reddedilir. Eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilmesine ilişkin Kurul kararında lisans verilmesi uygun bulunan tüzel kişinin yükümlülükleri ve bu yükümlülüklerin yerine getirileceği süre belirlenir. Söz konusu yükümlülüklerin mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, bahse konu başvuru Kurul kararı ile reddedilir.
c) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansı sahibi bir tüzel kişi lisansı kapsamındaki üretim tesisini, Kurul onayı almak kaydıyla satış, devir veya kiralama gibi kullanım hakkının değişmesi sonucunu doğuran diğer bir işlem ile lisans kapsamındaki faaliyete devam etmek isteyen bir diğer tüzel kişiye devredebilir. Bu suretle üretim tesisini devralacak tüzel kişinin, devir işlemi gerçekleşmeden önce Kurumdan onay alması zorunludur. Üretim tesisini devralan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir ve söz konusu lisans, devir işlemlerinin tamamlanması ve eski lisansın sona ermesi ile yürürlüğe girer. Eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilmesine ilişkin Kurul kararında yeni lisans verilmesi uygun bulunan tüzel kişinin yükümlülükleri ve bu yükümlülüklerin yerine getirileceği süre belirlenir.
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiye bankalar ve/veya finans kuruluşları tarafından sınırlı veya gayri kabili rücu proje finansmanı sağlanması halinde, sözleşme hükümleri gereği, bankalar ve/veya finans kuruluşlarının Kuruma gerekçeli olarak bildirimde bulunması ve Kurul tarafından gerekçelerin uygun bulunması halinde, bu Yönetmeliğin öngördüğü şartlar çerçevesinde önerecekleri bir başka tüzel kişiye lisans sahibi tüzel kişinin lisansı kapsamındaki tüm yükümlülüklerini üstlenmek şartıyla lisans verilmesini talep edebilir. Önerilen tüzel kişiye, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülükleri yerine getirmesi kaydıyla aynı hak ve yükümlülüklerle eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir.
d) (Ek:RG-19/11/2022-32018) İcra takibi sonucu üretim tesisinin satışının kesinleşmesi üzerine satışa konu üretim tesisini satın alan tüzel kişinin başvurması ve başvuru kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmesi hâlinde bu tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir ve söz konusu lisans, devir işlemlerinin tamamlanması ve eski lisansın sona ermesi ile yürürlüğe girer.
(4) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ve birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisinde hiçbir koşulda yardımcı kaynak ana kaynağa dönüştürülemez.
Lisansa tabi faaliyetler
MADDE 6 – (1) Elektrik piyasasında elektrik enerjisinin;
a) Üretimi,
b) İletimi,
c) Dağıtımı,
ç) Toptan satışı,
d) Perakende satışı,
e) İthalatı,
f) İhracatı,
g) Piyasa işletimi,
ğ) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcılık,
faaliyeti için uygun bir lisans alınması zorunludur.
Muafiyetler
MADDE 7 – (1) Aşağıdaki üretim tesislerinde yapılan üretim faaliyetleri, önlisans ile lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaftır:
a) İmdat grupları ve iletim ya da dağıtım sistemiyle bağlantı tesis etmeden izole çalışan üretim tesisi.
b) (Değişik:RG-16/8/2018-30511) Kurulu gücü azami bir megavat veya Kanunun 14 üncü maddesi çerçevesinde Cumhurbaşkanı kararı ile belirlenmiş kurulu güç üst sınırına kadar olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
c) Belediyelerin katı atık tesisleri ile arıtma tesisi çamurlarının bertarafında kullanılmak üzere kurulan elektrik üretim tesisi.
ç) Mikrokojenerasyon tesisleri ile Bakanlıkça belirlenecek verimlilik değerini sağlayan kategorideki kojenerasyon (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) ve trijenerasyon tesisleri.
d) Ürettiği enerjinin tamamını iletim veya dağıtım sistemine vermeden kullanan, üretimi ve tüketimi aynı ölçüm noktasında olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
e) (Ek:RG-16/8/2018-30511) Bakanlığın görüşü alınarak Kurulun belirleyeceği limitler ile usul ve esaslar çerçevesinde elektrik depolama ve talep tarafı katılımı kapsamında gerçekleştirilen piyasa faaliyetleri.
f) (Ek:RG-16/8/2018-30511) Elektrik aboneliği Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğüne ait tarımsal sulama amaçlı tesislerin elektrik ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla, kurulu gücü tarımsal sulama tesisinin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü, birden fazla tesis için tesislerin sözleşme güçleri toplamı ile sınırlı olmak koşuluyla Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü tarafından kurulan ve işletilen yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
g) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü ile sınırlı olmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi.
(2) Sermayesinin yarısından fazlası doğrudan veya dolaylı olarak belediyeye ait olan tüzel kişilerce, belediyeler tarafından işletilen su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde teknik imkânın olması ve DSİ tarafından uygun bulunması hâlinde, önlisans ve lisans alma yükümlülüğü olmaksızın, üretim tesisi kurulabilir. Su isale hattı üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda, hidroelektrik enerji tesisi ilgili belediyeler arasında yapılacak protokole göre kurulur ve işletilir. Bu fıkra kapsamındaki tesisler, Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelikte belirtilen koşullar çerçevesinde kurulabilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Önlisans ve Lisanslara İlişkin Temel Hükümler
Lisans türleri
MADDE 8 – (1) Faaliyet konularına göre Kurumdan alınabilecek lisanslar şunlardır:
a) Üretim lisansı.
b) OSB üretim lisansı.
c) İletim lisansı.
ç) Piyasa işletim lisansı.
d) Dağıtım lisansı.
e) OSB dağıtım lisansı.
f) Tedarik lisansı.
g) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcı lisansı.
Önlisans ve lisans süreleri
MADDE 9 – (Değişik:RG-24/2/2017-29989)
(1) Önlisansın süresi, önlisans başvurusuna konu üretim tesisi projesinin kaynak türü ve kurulu gücüne bağlı olarak, mücbir sebep hâlleri hariç, otuz altı ayı geçmemek üzere Kurul kararı ile belirlenir. YEKA için verilen önlisansın süresi önlisans başvurusuna konu işin yarışma şartnamesinde öngörülen süreye uygun olarak otuz altı ayı geçmemek üzere Kurul kararıyla belirlenir.
(2) (Değişik:RG-9/6/2017- 30091) Lisans, faaliyetin niteliği dikkate alınarak en az on, en çok kırk dokuz yıl için verilir. Ancak, Kanunun geçici 12 nci maddesi kapsamında verilen üretim lisansının süresi, ilgili mevcut sözleşmenin süresi ile sınırlıdır. YEKA için verilen üretim lisansının süresi, YEKA Yönetmeliği çerçevesinde belirlenen süre ile sınırlıdır.
Önlisans ve lisansta yer alacak hususlar
MADDE 10 – (1) Önlisans ve lisansta yer alacak hususlar ile önlisans ve lisans formatları, Kurul kararı ile belirlenir.
(2) (Değişik ibare:RG-9/5/2021-31479) Önlisans veya lisansa aşağıdaki hususların dercedilmesi zorunludur:
a) Tüzel kişinin ünvanı ile adresi.
b) Önlisans veya lisansın yürürlük tarihi ve süresi.
c) (Değişik ibare:RG-9/5/2021-31479) Tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişilerin lisanslarına tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişiler ve pay oranları.
ç) Önlisans veya lisansa ilişkin özel hükümler.
(3) İletim ve dağıtım lisansına;
a) Sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden veya kesintilerinden doğan zarar ve hasarların tazmin edileceği hususu,
b) Sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkında eşit taraflar arasında ayrım gözetilmeksizin hizmet sunulacağı,
c) Dağıtım lisanslarında dağıtım faaliyetinin yürütüleceği faaliyet bölgesi,
ç) Hizmet maliyetinin yansıtılmasında uygulanacak hükümler,
dercedilir.
(4) Görevli tedarik şirketinin tedarik lisansında, ayrıca lisansına kayıtlı olan ilgili dağıtım bölgesinde son kaynak tedarikçisi olarak faaliyet göstermekle yükümlü olduğu hükmüne, yer verilir.
(5) Tedarik lisansında, varsa ithalat veya ihracat; üretim lisansında ise varsa ihracat yapılacak ülke, şirket, miktar ve süreye ilişkin hükümlere de yer verilir.
(6) Piyasa işletim lisansında, işletilecek olan organize toptan elektrik satış piyasası türlerinin hangileri olduğuna yer verilir.
(7) (Ek:RG-9/5/2021-31479) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) (Değişik:RG-17/12/2024-32755) Tedarik lisansı veya toplayıcılık lisansında, varsa müstakil elektrik depolama tesis veya tesislerine; önlisans veya üretim lisansında varsa üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesine, depolamalı elektrik üretim tesisinde ise elektrik depolama ünitesine ilişkin hükümlere de yer verilir.
(8) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişilerin dolaylı pay sahipleri arasında yabancı uyruklu ortakların bulunması halinde, söz konusu ortakların lisansa nasıl dercedileceği Kurul kararı ile belirlenir.
(9) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Tedarik lisansında, varsa toplayıcılık faaliyetine ilişkin hususa da yer verilir.
Önlisans ve lisans işlemlerine ilişkin kararların yürürlüğe girmesi
MADDE 11 – (1) Önlisans ve lisans, üzerinde kayıtlı olan yürürlük tarihinde yürürlüğe girer ve önlisans ve lisans sahibinin önlisans ve lisans kapsamındaki hak ve yükümlülükleri, bu Yönetmelikte farklı bir şekilde belirlenmedikçe, bu tarihten itibaren geçerlilik kazanır.
(2) Tadil, lisans yenileme ve sona erme ile iptal kararları, kararda aksi belirtilmediği sürece, kararın alındığı tarihte yürürlüğe girer.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Önlisans İşlemleri
Önlisans başvuru usulü
MADDE 12 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişiler, önlisans almak için; Kurul kararıyla yürürlüğe konulan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgeleri EPDK Başvuru Sistemi üzerinden sunmak suretiyle, bu Yönetmelikte başvuru süresi düzenlenen kaynaklar bakımından süresi içerisinde Kuruma başvurur. YEKA için yapılacak önlisans başvuruları YEKA Yönetmeliğinde belirlenen sürelere göre yapılır.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisansa ilişkin başvuruların elektronik ortamda yapılabilmesi için; başvuruda bulunacak tüzel kişi, Kurum nezdinde elektronik başvuruda bulunmaya yetkilisinin bilgilerini Kuruma yazılı olarak sunar. Ana hizmet birimi Kuruma bildirim tarihinden itibaren beş işgünü içinde söz konusu tüzel kişi adına yetkili kişinin elektronik başvuru yetkisini tanımlar.
(3) Piyasada faaliyet göstermek üzere önlisans başvurusunda bulunacak özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişilerin;
a) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmuş olması,
b) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Anonim şirket olarak kurulmuş olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olması ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay çıkarmaması,
c) (Ek:RG-9/7/2019-30826) UETS üzerinden tebligat adresi almaları ve bu adresi tebligata açık tutmaları,
zorunludur.
(4) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin veya tüzel kişilikte;
a) Doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Yönetim kurulu başkan ve üyeleri ile limited şirketlerde müdürlerin,
Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmaması zorunludur.
(5) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans başvurularında,
a) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) MWm cinsinden her bir kurulu güç başına Kurul kararı ile belirlenen tutarda teminat sunulur. Bu yöntemle hesaplanan teminat tutarının üst sınırı, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde beşini geçmemek üzere, Kurul kararı ile belirlenir. Bahse konu teminatın, banka teminat mektubu olarak sunulması halinde başvuru tarihinden itibaren beş işgünü içinde Kurum evrakına teslim edilmesi zorunludur. Kuruma sunulacak banka teminat mektubu tutarı, birden fazla bankadan temin edilen banka teminat mektupları ile de sağlanabilir.
b) Şirket asgari sermayesinin, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde beşine, nükleer enerjiye veya yerli kömüre dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvuruları açısından yüzde birine artırıldığına ilişkin şirket esas sözleşmesinin sunulması zorunludur.
c) Önlisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin ibraz edilmesi zorunludur. Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden önlisans alma bedelinin sadece yüzde onu tahsil edilir.
ç) Başvuru sahibi tüzel kişinin esas sözleşmesinde;
1) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkaramayacağına ilişkin hükme,
2) (Danıştay Onüçüncü Dairesinin 25/1/2022 tarihli ve E.:2016/4721; K.:2022/178 sayılı kararı ile iptal alt bent; Danıştay İDDK’nın 25/4/2023 tarihli E.:2022/1478, K.:2023/807 sayılı Onama kararı ile mezkûr karar kesinleşmiştir.)
yer verilmesi zorunludur.
d) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı başvurular hariç olmak üzere, önlisans başvurularında (Değişik ibare:RG-17/12/2024-32755) 29/7/2022 tarihli ve 31907 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın sunulması zorunludur.
e) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi önlisans başvurularında bu maddenin (a), (b) ve (c) bendi kapsamındaki yükümlülükler için ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir.
f) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki önlisans başvurularında, bu fıkranın (a) ve (b) bentleri kapsamındaki yükümlülüklerin belirlenmesinde, rüzgar veya güneş enerjisine dayalı mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesinin kapasitesine denk gelen bedeller toplanarak birlikte değerlendirilir.
(6) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Önlisans başvuruları kapsamında; yerli madenler, jeotermal, rüzgâr, güneş enerjisi ve hidrolik kaynaklar gibi yerli doğal kaynaklardan elektrik enerjisi üretmek üzere üretim tesisi kurulması talep edildiği takdirde;
a) Yerli madenler ve jeotermale dayalı önlisans başvurularında, enerji kaynağının kullanım hakkı ya da diğer ayni haklarının tesis edilmiş olduğunun veya bu hakların tesis edileceğinin yetkili gerçek veya tüzel kişilerce taahhüt edilmiş olduğuna ilişkin belgenin,
b) Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı kaynaklar açısından; üretim tesisinin kurulacağı sahanın başvuruda bulunacak tüzel kişinin mülkiyetine konu olması halinde, sahanın mülkiyet hakkına sahip olunduğuna ilişkin belgenin,
c) (Değişik:RG-8/3/2020-31062)(1) Hidrolik kaynaklara dayalı önlisans başvurularında DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığına ilişkin belgenin, yardımcı kaynaklara dayalı üniteler için DSİ’nin uygun görüşünün,
sunulması zorunludur.
(7) (Değişik:RG-14/10/2023-32339) YEKA için yapılacak başvurular hariç olmak üzere TEİAŞ, Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl, 1 Ekim tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerine ilişkin raporu Bakanlık ile Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar. Söz konusu raporda rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için tahsis edilen kapasite ayrıca belirlenir. Bu kapsamda, TEİAŞ tarafından Kuruma bildirilen toplam bağlanabilir kapasiteden;
a) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı bağlanabilir kapasitenin; rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvurularına, rüzgar veya güneş enerjisine dayalı olan üretim lisansı sahipleri tarafından yapılan elektriksel kapasite artış taleplerine, birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi kurmak üzere yapılan başvurular ile 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 5 inci maddesinin birinci fıkrasının (h) bendi kapsamında iletim seviyesinden sisteme bağlanacak üretim tesisi başvurularına tahsisi,
b) (a) bendi dışında kalan bağlanabilir kapasitenin, depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki önlisans başvuruları ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki üretim lisansı tadil başvuruları için tahsis edilecek kapasite,
Kurul kararı ile belirlenir. Bu fıkra kapsamında başvuruların alınacağı tarih Kurul kararı ile belirlenir. Bu fıkranın (a) bendi kapsamında birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için belirlenecek kapasite, ana kaynağı rüzgâr veya güneş olan proje veya tesisler ile yardımcı kaynağı rüzgâr veya güneş olmayan proje veya tesisler için uygulanmaz.
(8) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvurusu kapsamında ilgili kurumdan alınacak yer lisansının Kuruma ibrazı zorunludur.
(9) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Beşinci fıkranın (b) bendi çerçevesinde yapılacak olan asgari sermaye hesabında;
a) Birden fazla önlisans veya lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin sermayesinin, her bir önlisans veya lisans başvurusu için öngörülen sermaye miktarlarının toplanması suretiyle bulunan miktardan az olmaması,
b) Lisans veya önlisans sahibi bir tüzel kişinin yeni bir önlisans veya lisans başvurusunda bulunması halinde, şirketin sermayesinin, yeni başvuru için öngörülen sermaye miktarıyla, geçici kabulü yapılmamış her bir üretim tesisine ilişkin lisans ile önlisans ve varsa mevcut başvurular için Kurum tarafından öngörülen sermaye tutarlarının toplanması suretiyle bulunan tutardan az olmaması,
zorunludur.
(10) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu maddenin beşinci fıkrasının (c) bendi dışındaki diğer hükümleri ile dokuzuncu fıkrası hükümleri, kamu tüzel kişilerine uygulanmaz.
(11) (Ek:RG-23/12/2015-29571) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular hariç rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları açısından beşinci fıkranın (ç) bendinde aranan yükümlülükler ile Kurul kararı ile belirlenen bilgi ve belgelerin Kuruma sunulmasına ilişkin yükümlülükler söz konusu tüzel kişinin 15 inci maddenin ikinci fıkrasının (c) bendi uyarınca bağlantı görüşünü kabul ve taahhüt etmesini veya etmiş sayılmasını müteakip tanınacak doksan günlük süre içerisinde yerine getirilir.
(12) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler, önlisanslarına üretime bütünleşik depolama üniteleri de eklemek istemeleri halinde birinci fıkrada belirtilen şekilde Kuruma başvuruda bulunur. Bu kapsamda başvuruda bulunulması halinde, söz konusu elektrik depolama ünitesinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Talebin Kurul tarafından uygun bulunması halinde verilecek olan önlisansta, söz konusu elektrik depolama ünitesine ilişkin bilgilere de yer verilir. Bu kapsamdaki ünite için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz.
(13) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünler olan pirolitik yağ ve pirolitik gazın yakıt olarak kullanılması planlanan elektrik üretim tesisi projeleri için yapılan önlisans başvurularında, söz konusu yakıtın ilgili elektrik üretim tesisinde üretilmesi ve bu kaynaklar dışında başka kaynak kullanılmaması gerekir.
(14) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında önlisans başvurusunda bulunulması halinde, bu maddede belirtilen hükümlere ek olarak;
a) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisinin elektriksel kurulu gücünün, kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne oranının azami 1 olması,
b) Başvuruların, rüzgar enerjisine dayalı başvurular için asgari 20 MWe, güneş enerjisine dayalı başvurular için ise asgari 10 MWe kurulu güçte olması ve 250 MWe’yi aşmaması,
c) Taahhüt edilen elektrik depolama kapasitesinin söz konusu elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne oranının asgari 1 olması,
ç) Taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin başvuruya konu santral sahası sınırları içerisinde olması,
zorunludur.
(15) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Önlisans başvurularında talep edilen mekanik kurulu güç, elektriksel kurulu gücün iki katını aşamaz.
Önlisans başvurularının alınması ve incelenmesi
MADDE 13 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Başvuru sırasında tüzel kişilerden istenen bilgi ve belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, bunların Kuruma sunulma tarihini izleyen yirmi işgünü içerisinde tamamlanır. İlgili mevzuata uygun olarak yapılmadığı tespit edilen önlisans başvurularındaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde, başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgelerin iade edileceği tüzel kişiye bildirilir. Bu süre içerisinde eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi halinde, ilgili ana hizmet birimi tarafından başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sahibinin talebi halinde, başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler iade edilir. Bu durumda yatırılmış ise başvuru sahibinin talebi halinde önlisans alma bedeli iade edilir.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans başvuru esaslarına göre eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya birinci fıkra kapsamında eksikliklerin giderildiğine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla değerlendirmeye alınmış sayılır.
(3) Değerlendirmeye alınan önlisans başvurusuna ilişkin bilgiler Kurum internet sayfasında duyurulur. Duyurusu yapılan başvuruya, üçüncü şahıslar tarafından on iş günü içerisinde ve sadece kişisel hak ihlali açısından yazılı olarak itirazda bulunulabilir. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Başvuruya konu proje sahasının tamamının mülkiyetinin ilgili tüzel kişiye ait olduğu sahalar ile kaynak olarak belediye atıklarının kullanılacağı projelere ilişkin tesis sahasının ilgili belediyenin mülkiyetinde olduğu ve santral sahası olarak belediye atıklarının kullanım haklarına sahip tüzel kişiye tahsis edildiği santral sahaları için duyuru yapılmaz. (Ek cümle:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisleri için 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrasında belirtilen usulde duyuru yapılır.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üçüncü fıkra uyarınca yapılacak ilanda başvuruya konu yerin il, ilçe, köy ve/veya mahalle, ada ve/veya parsel ve/veya 1/25.000’lik pafta numarası ve/veya UTM-ED50 (6 ̊ lik) sisteme göre belirlenmiş koordinat bilgileri ilan edilir.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) YEKA için yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre alınır ve incelenir:
a) Başvuru YEKA Yönetmeliğinde kırk beş gün olarak belirlenen süre içerisinde Kuruma yapılır.
b) Başvuru sırasında istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, ilgili belgelerin Kuruma sunulduğu tarihi izleyen yirmi işgünü içerisinde tamamlanır.
c) İlgili mevzuata uygun olarak yapılmadığı tespit edilen başvurudaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgelerin iade edileceği bildirilir. Bu süre içerisinde eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi halinde, Kurul kararı ile başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler iade edilir. Kurul kararı ayrıca Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilir. Bu durumda yatırılmış ise önlisans alma bedeli iade edilir.
ç) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya eksikliklerin giderildiğini gösterir belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla değerlendirmeye alınmış sayılır.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA Yönetmeliği uyarınca (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından Kuruma yapılan bildirim tarihinden itibaren kırkbeş gün içerisinde YEKA için önlisans başvurusu yapılmaması halinde durum (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilir.
Aynı yere birden fazla başvurunun yapılması halinde öncelik hakkı
MADDE 14 – (1) Önlisans başvurusuna ilişkin yapılan duyurunun süresi tamamlandıktan sonra, duyuru konusu yerde piyasada başka bir önlisans, doğal gaz piyasasında depolama veya petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama faaliyeti göstermek için yapılan önlisans veya lisans başvuruları iade edilir veya reddedilir.
(2) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Aynı yerde faaliyette bulunmak için yapılan birden fazla başvurunun değerlendirilmesine ilişkin olarak mevzuatta özel düzenleme bulunan haller hariç olmak üzere, ilgili önlisans başvuru tarihinden itibaren 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde yapılan duyuruya kadar geçen sürede ve/veya duyurudan itibaren on iş günü içerisinde, duyuru konusu yerde faaliyet göstermek üzere piyasada başka bir önlisans veya petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama veya doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun olması durumunda aşağıda yer alan esaslar çerçevesinde değerlendirme yapılır:
a) Uluslararası antlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yerde veya piyasada nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilen sahada faaliyet göstermek üzere piyasada ya da petrol veya doğal gaz piyasalarında yapılan önlisans veya lisans başvuruları her aşamada reddedilir.
b) 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerin uluslararası antlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yer olmaması veya nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilmemesi, ancak duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde faaliyette bulunmak üzere, piyasada üretim faaliyeti göstermek üzere başka önlisans başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması halinde, duyuru konusu yerde hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir:
1) Önlisans veya lisans başvurularından doğal gaz piyasasında yeraltı doğal gaz depolama, piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı önlisans, doğal gaz piyasasında sıvılaştırılmış doğal gaz tesisinde yapılacak depolama, petrol piyasasında rafinerici, piyasada doğal gaza dayalı önlisans ve petrol piyasasında depolama lisansı başvurularına sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde öncelik verilen önlisans veya lisans başvurusu ya da başvuruları dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
c) 13 üncü maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde Kurul kararıyla piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti gösterilmesi yönünde karar alınması ve piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti göstermek üzere birden fazla önlisans başvurusu olması halinde, hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir.
1) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin kaynağı ya da yakıt cinsi dikkate alınarak yerli kömür, ithal kömür ve yenilenebilir enerji kaynağına dayalı başvurulara sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü kapsamında piyasada farklı yenilenebilir enerji kaynağına dayalı birden fazla başvuru olması halinde, lisanslama sürecinin devam edeceği başvurunun belirlenmesinde sırasıyla jeotermal, hidrolik, rüzgar ve güneş enerji kaynaklarına dayalı başvurulara öncelik verilir.
3) (2) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde belirlenen ilk sıradaki başvuru dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
(3) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Önlisans veya üretim lisansı başvurusuna konu üretim tesisi sahası için lisanssız üretim başvurusu yapılamaz ve yapılması halinde ilgili başvurular iade edilir.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinde üretim lisansı alındıktan sonra, üretim lisansına konu sahada, malikin (Değişik ibare:RG-14/10/2023-32339) veya kullanım hakkı sahibinin bu arazi üzerine kuracağı lisanssız üretim tesisi başvuruları (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunmak ve bahse konu üretim lisansı ile başka lisanslı üretim tesisini etkilememek kaydıyla kabul edilebilir. Aksi halde her aşamada reddedilir.
Önlisans başvurularının değerlendirilmesi
MADDE 15 – (1) 13 üncü madde uyarınca eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular değerlendirmeye alınır.
(2) Değerlendirmeye alınan önlisans başvuruları ile ilgili olarak;
a) Kurum tarafından, kurulacak üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında TEİAŞ ve/veya üretim tesisinin bulunduğu dağıtım bölgesindeki dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden görüş istenir.
b) TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi, başvuru kapsamındaki üretim tesisinin bağlanması talep edilen trafo merkezi ile bağlantı kapasitesine ilişkin ilgili mevzuat kapsamında oluşturulan görüşünü, bildirim tarihinden itibaren kırkbeş gün içerisinde sonuçlandırarak Kuruma sunar.
c) Kuruma sunulan görüşler, on işgünü içerisinde başvuru sahibine bildirilir. Başvuru sahibinin, bağlantı ve sistem kullanımı hakkında oluşturulan görüş veya görüşleri kabul etmesi halinde söz konusu görüşleri kabul ve taahhüt ettiğine ilişkin belgeyi, aksi halde gerekçeleri ile birlikte itirazını on iş günü içerisinde Kuruma sunması zorunludur. Aksi halde bağlantı ve sistem kullanım hakkındaki görüş veya görüşleri kabul ve taahhüt etmiş sayılır.
(3) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) (Değişik ibare:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak için yapılan önlisans başvuruları, kişisel hak itirazı bakımından değerlendirilmesini müteakip aşağıdaki şekilde değerlendirilir:
a) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiler tarafından her bir tesis için ilan edilen bağlantı noktalarından veya bağlantı bölgelerinden yalnızca bir bağlantı noktası veya bölgesi ilgili mevzuat çerçevesinde tercih edilebilir. Başvuruya esas kurulu güç, tercih edilen bağlantı noktası ve/veya bağlantı bölgesinde ilan edilen kapasiteden fazla olamaz. Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında, santral sahasının birden fazla bağlantı bölgesi içinde yer alması halinde, santral sahasının en fazla yer kapladığı bağlantı bölgesinde yer aldığı kabul edilir.
b) Önlisans başvurularının ilgili mevzuat çerçevesinde teknik değerlendirmesinin yapılabilmesi için istenen bilgi ve belgeler, (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir. (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü teknik değerlendirmeyi tamamlayarak Kuruma bildirir. Bu kapsamda teknik değerlendirmesi uygun bulunan önlisans başvuruları, bağlantı görüşlerinin oluşturulması için TEİAŞ’a ve/veya ilgili dağıtım şirketine gönderilir.
c) Söz konusu başvuru kapsamındaki üretim tesisinin bağlantı noktası ve gerilim seviyesi, TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından belirlenir.
ç) Aynı bağlantı noktasına ve/veya aynı bağlantı bölgesine bağlanmak için ilan edilen kapasiteden daha fazla başvuru bulunması halinde ve/veya aynı sahaya birden fazla başvurunun bulunması halinde, başvurular arasından ilan edilen kapasite kadar sisteme bağlanacak olanları belirlemek için TEİAŞ tarafından yarışma yapılarak bağlantı kapasitesi kazanan başvurular belirlenir. TEİAŞ bağlantı kapasitesi kazanan başvurulara ilişkin bağlantı görüşlerini oluşturur ya da kendi görüşüyle birlikte bağlantı görüşü oluşturulması için ilgili dağıtım şirketine gönderir.
d) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi bağlantı görüşlerini Kuruma bildirir ve söz konusu başvuruya ilişkin önlisans işlemlerine bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde Kurum tarafından devam edilir.
(4) Başvuru sahibinden, değerlendirme sürecinin sonuçlandırılabilmesi için ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge ayrıca istenebilir ve başvuru sahibi tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
(5) Önlisans başvurusunun değerlendirmeye alınması, önlisans almaya hak kazanıldığı anlamını taşımaz.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için yapılan önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre değerlendirilir:
a) Başvurular 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınır. Başvurunun değerlendirmeye alınması önlisans almaya hak kazanıldığı anlamına gelmez.
b) (Değişik:RG-14/5/2020-31127) Başvuru sahibinden veya ilgili kurum ve kuruluşlardan, değerlendirme sürecinin sonuçlandırılabilmesi için ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge ayrıca istenebilir ve/veya başvuru sahibi tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.
c) Değerlendirme üç ay içerisinde tamamlanır. (b) bendi kapsamında geçen süreler üç aylık sürenin hesabında dikkate alınmaz.
(7) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi için yapılan önlisans başvurularının yardımcı kaynakları için bu maddede düzenlenen yarışma hükümleri dışındaki tüm hükümler uygulanır.
(8) (Ek:RG-10/3/2022-31774) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisleri dahil, önlisans başvurusu kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisinde, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi de kurulmak istenmesi hâlinde elektrik depolama ünitesinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş istenir.
(9) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi için yapılan önlisans başvuruları aşağıdaki usule göre değerlendirilir:
a) Başvurular 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınır.
b) Değerlendirmeye alınan başvurular, değerlendirmeye alınma sırasına göre, bağlantı görüşlerinin oluşturulması için TEİAŞ’a gönderilir. TEİAŞ, Kurum tarafından gönderilen sıraya uygun olarak, bağlantı bölgesi kapasitesine ulaşıncaya kadar Kanunun 23 üncü maddesi kapsamında bağlantı görüşü verir. Sıralanan başvurular içinde bağlantı bölgesi kapasitesini aşan ilk başvuru sahibi tüzel kişiden, proje kurulu gücünü, kalan kapasite için revize etmesi talep edilir. Bu fıkra kapsamındaki değerlendirmeler sonucunda hesaplanan kapasitenin 12 nci maddenin on dördüncü fıkrasında belirtilen asgari limitlerin altında olması halinde TEİAŞ tarafından olumsuz görüş verilir. TEİAŞ tarafından verilen bağlantı görüşleri için ikinci fıkranın (c) bendi uygulanır.
c) TEİAŞ tarafından olumlu bağlantı görüşü verilen önlisans başvuruları, Kurum internet sayfasında duyurulur. Duyurusu yapılan başvuruya, üçüncü şahıslar tarafından on iş günü içerisinde ve sadece kişisel hak ihlali açısından yazılı olarak itirazda bulunulabilir. Olumlu bağlantı görüşü verilen önlisans başvuruları teknik değerlendirme yapılmak üzere, Kurum tarafından TEİAŞ’a bildirilen sıraya uygun olarak, Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir. Enerji İşleri Genel Müdürlüğü, Kurum tarafından bildirilen sıraya uygun olarak teknik değerlendirmeyi tamamlayarak Kuruma bildirir. Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından santral sahalarında kesişme veya çakışma tespit edilmesi halinde, Kurum tarafından sonraki başvuru veya başvurulardan santral sahalarını revize etmesi talep edilir. Bu kapsamda yapılan değerlendirme sonucunda, sahası değişen başvuru veya başvurular, yeniden teknik değerlendirme yapılmak üzere Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir.
Önlisans başvurularının sonuçlandırılması
MADDE 16 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Kurum tarafından yapılan değerlendirme Kurula sunulur ve önlisans başvurusu Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
(2) Bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye Kurul kararı ile önlisans verilir ve önlisans sahibi tüzel kişinin ticaret unvanı ile aldığı önlisans süresi ve önlisansa konu üretim tesisinin bulunduğu yere ilişkin bilgiler, Kurumun internet sayfasında duyurulur.
(3) Önlisans başvurusuna ilişkin kişisel hak itirazları Kurul kararıyla sonuca bağlanır ve itiraz kapsamında gerekli görülmesi halinde Kurul tarafından başvurunun reddine karar verilebilir.
(4) Önlisans başvuruları aşağıdaki hallerde Kurul kararı ile reddedilir:
a) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından uygun bağlantı görüşü verilmeyen başvurular ile 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrası kapsamında yapılan değerlendirmede kalan kapasiteyi kabul etmeyen başvurular.
b) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı başvurularda, üretim tesisinin kurulacağı sahanın maliki tarafından başvuru yapılması durumunda aynı saha için yapılan diğer başvurular.
c) Önlisans başvurusu kapsamında kurulması planlanan üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında, ilgili mevzuat çerçevesinde uygun bağlantı görüşü oluşturulamayan ve/veya başvuru sahibi tüzel kişi tarafından özel direkt hat tesis edilmesi tercih edilmeyen başvurular.
ç) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Ana kaynağı veya yardımcı kaynağından biri rüzgar, güneş, biyokütle veya jeotermal olan tesisler ile depolamalı elektrik üretim tesisleri için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunmayan başvurular.
d) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında yapılacak başvurular hariç Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından ölçüm istasyonunun, üretim tesisine ilişkin bilgi formunda verilen koordinatlara göre üretim tesisinin kurulacağı önlisans başvurusu yapılan santral sahası alanında yer almadığı bildirilen başvurular.
e) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin, başvuru sahasında kurulmasının mümkün olmadığı belirlenen başvurular.
f) (Ek:RG-22/10/2016-29865) 6/12/2013 tarihli ve 28843 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliği kapsamında yarışmayı kazandığı halde önlisans başvurusundan vazgeçen tüzel kişilerin başvuruları.
g) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişiden istenen bilgi ve belgelerin süresi içinde Kuruma sunulmadığı veya sunulan belgelerin mevzuatı kapsamında istenilen şartları sağlamadığı anlaşılan başvurular.”
(5) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Önlisans başvuruları aşağıdaki hallerde ilgili ana hizmet birimi tarafından reddedilir:
a) Önlisans verilmesi hakkında karar alınmadan önce, başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirildiği başvurular.
b) Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisi Kurmak Üzere Yapılan Önlisans Başvurularına İlişkin Yarışma Yönetmeliği kapsamında yarışmayı kazanamadığı Kuruma bildirilen başvurular.
Önlisans süresi içerisinde tamamlanması gereken iş ve işlemler
MADDE 17 – (Değişik:RG-22/10/2016-29865)
(1) Önlisans sahibi tüzel kişi, önlisansa konu üretim tesisinin yatırımına başlanabilmesi için önlisans süresi içerisinde aşağıdaki iş ve işlemleri tamamlamakla yükümlüdür:
a) (Değişik:RG-14/10/2023-32339) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi.
b) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin nazım ve uygulama imar planı onaylarının kesinleşmesi.
c) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Üretim tesisine ilişkin ön proje veya kat’i proje onayının alınması.
ç) Bağlantı anlaşması için TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurunun yapılması.
d) Rüzgar enerjisine dayalı önlisansa konu üretim tesisi için (Ek ibare:RG-17/12/2024-32755) üretim lisansı başvurusu yapılacak ünite güç ve koordinat bilgileriyle uyumlu Teknik Etkileşim İzninin alınması.
e) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı başvurular için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması.
f) Üretim tesisine ilişkin yapı ruhsatının veya söz konusu ruhsatın yerine geçecek belgenin sunulması.
g) Önlisansa konu üretim tesisi ile ilgili olarak;
1) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yerli madenlere dayalı üretim tesisleri ile jeotermal kaynağa dayalı üretim tesisleri için kaynak kullanım hakkına ilişkin anlaşmanın,
2) (Değişik:RG-8/3/2020-31062)(1) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının, Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile yapılan kiralama sözleşmesinin,
3) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için yükümlü olmaları halinde TEİAŞ ile imzalanmış RES veya GES Katkı Payı anlaşmasının,
yapılmış olması.
ğ) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) YEKA kapsamında kurulması planlanan üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, YEKA Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından tanzim edilecek, üretim lisansı almasına dair uygunluk yazısı olması.
h) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, kurulacak elektrik üretim tesislerinde kullanılacak aksam için 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair Bakanlık ya da yetkilendirdiği kurum/kuruluşlarca düzenlenecek belge olması.
ı) (Ek:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr enerjisine dayalı başvurulara ilişkin 17/1/1983 tarihli ve 83/5949 sayılı Bakanlar Kurulu Kararıyla yürürlüğe konulan Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Yönetmeliğine ve askeri atış alanları ile tatbikat bölgelerine ilişkin olumlu görüşlerin alınması.
(2) Önlisans sahibi tüzel kişiler, önlisans verilmesine ilişkin Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren;
a) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Rüzgâr, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı üretim tesisleri için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması amacıyla doksan gün içerisinde,
b) (Mülga:RG-17/12/2024-32755)
ilgili kuruma başvurmak zorundadır.
(3) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri için birinci fıkra kapsamında sunulması gereken iş ve işlemlerden birinci fıkranın (ç) bendi dışındaki diğer iş ve işlemler, üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulabilir. Bu üretim tesislerinde, diğer mevzuattan kaynaklanan yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla üretim lisansı alınmadan önce üretim tesisi ile doğrudan ilgili olmayan yapıların inşasına başlanabilir.
(4) (Ek:RG-23/8/2019-30867) İlgili diğer mevzuattaki yükümlülükler saklı kalmak kaydıyla, birinci fıkranın (f) bendi kapsamındaki yükümlülük, hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisleri için aranmaz.
(5) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi ve üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi kurmak amacıyla başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler, birinci ve ikinci fıkralardaki yükümlülüklerini yerine getirir. Bu yükümlülükler, kaynak bazında ayrı ayrı veya birlikte yerine getirilebilir.
Önlisansın tadil edilmesi
MADDE 18 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans aşağıdaki durumlarda tadil edilebilir:
a) Önlisans sahibinin talep etmesi ve talebin uygun bulunması.
b) Mevzuat değişikliklerinin ve mevzuat kapsamındaki uygulamaların önlisansa kayıtlı hususlarda değişiklik gerektirmesi.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans tadil başvurusu ile ilgili olarak;
a) Tadil başvurusu, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken belgelerin EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
b) Tadil başvurusu sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, belgelerin Kuruma sunulma tarihini izleyen on işgünü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen önlisans tadil başvurusundaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılacağı ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on işgünü içerisinde incelenir. Başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi veya inceleme sonucu eksikliklerin giderilmediğinin ilgili ana hizmet birimi tarafından tespiti halinde başvuru yapılmamış sayılır ve bu husus ilgili tüzel kişiye bildirilir. Başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler başvuru sahibinin talebi halinde iade edilir.
c) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya (b) bendi kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla bu madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
ç) YEKA için verilen önlisanslarda (b) bendi kapsamındaki tespit, Kurul kararı ile yapılır.
(3) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Önlisans süresi, 35 inci maddede belirtilen mücbir sebepler kapsamında tadil edilebilir. YEKA için verilen önlisanslarda YEKA Yönetmeliği uyarınca Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı Tahsis kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne sunulan savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin yeterli görülmesi halinde işbu savunmaya veya açıklama ve önlem tekliflerine konu iş programı gecikmesinin önlisans süresinde en fazla otuz altı aya kadar olan kısmı söz konusu savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin Kurul tarafından uygun bulunması, otuz altı ayı geçen kısmı için söz konusu savunma veya açıklamaların mücbir sebepler çerçevesinde gerçekleştiğinin Kurul tarafından tespiti halinde Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda önlisans süresi uzatılabilir.
(4) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Önlisansın tadil edilmesine karar verilmesi halinde bu kapsamdaki yükümlülükler süre tayin edilerek ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu yükümlülükler, mücbir sebep halleri hariç olmak üzere süresi içinde yerine getirilmez ise tadil başvurusu reddedilmiş sayılır.
(5) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Önlisansa konu üretim tesisinin mekanik kapasitesinin veya elektriksel kurulu gücünün değiştirilmesi suretiyle önlisans tadil başvurusunda bulunulması halinde, üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Söz konusu başvurunun Kurul veya ilgili ana hizmet birimi tarafından uygun bulunması halinde, yeni kapasiteye veya elektriksel kurulu güce göre;
a) Şirket asgari sermayesinin ve teminat tutarının, ilgili Kurul kararına göre belirlenen miktara uyumlu hale getirildiğine ilişkin bilgi ve belgelerin ilgili Kurul kararında veya ana hizmet birimi işleminde belirlenen süre içerisinde,
b) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın alınması için ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren (Değişik ibare:RG-14/10/2023-32339) kırk beş gün içerisinde,
Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili yapılır. Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı önlisanslar için elektriksel kurulu güç artışı yapılamaz.
(6) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı önlisanslar kapsamında;
a) Önlisansta belirlenen sahanın dışına çıkılmaması,
b) Önlisansa dercedilmiş tesis toplam elektriksel kurulu gücünün değişmemesi,
c) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı önlisanslar için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması, hidroelektrik kaynaklara dayalı önlisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla mekanik kapasite tadili uygun bulunabilir. Mekanik kapasite tadiline ilişkin uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren ilgili işlemde belirlenen süre içerisinde, beşinci fıkranın (a) ve (b) bentleri uyarınca belirlenen ilgili yükümlülüklerin tamamlanması (Mülga ibare:RG-17/22/2024-32755) kaydıyla mekanik kapasite tadili yapılır. Mekanik kapasite artışları, elektriksel kurulu güç artışı olarak değerlendirilmez. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Mekanik kapasite artışı kapsamında ilave edilecek toplam mekanik güç miktarı, lisansa derç edilmiş elektriksel kurulu güç miktarından fazla olamaz.
(7) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Önlisansa konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması, bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi ve hidroelektrik kaynaklara dayalı tesisler için DSİ’nin uygun görüşünün alınması, rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı tesisler için Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün teknik değerlendirmesinin uygun olması halinde, söz konusu önlisansta gerekli tadiller yapılabilir. Başvuruya konu proje sahasının tamamının mülkiyetinin ilgili tüzel kişiye ait olduğu sahalar ile kaynak olarak belediye atıklarının kullanılacağı projelere ilişkin tesis sahasının ilgili belediyenin mülkiyetinde olduğu ve santral sahası olarak belediye atıklarının kullanım haklarına sahip tüzel kişiye tahsis edildiği santral sahaları için duyuru yapılmaz.
(8) (Değişik:RG-17/12/2024-32755) Önlisansa kayıtlı ünite koordinat ve/veya santral sahası koordinat bilgilerinin tadil edilmesinin uygun bulunması halinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli kararın alınması için ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin, Kurul kararının veya ilgili ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili Kurum tarafından gerçekleştirilir.
(9) (Değişik:RG-17/12/2024-32755) İlgili ana hizmet birimi;
a) Önlisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliğine,
b) (ç) bendinde belirtilen hüküm saklı kalmak koşuluyla, önlisansın özel hükümlerinde yer alan bağlantı noktası ve kurulu gücü değişmemek kaydıyla ünite sayısı, ünite gücü, ünite koordinatları, depolama alanı koordinatları, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı, bulunduğu il, ilçe, mevki ve üretim tesisi adına,
c) Önlisansın özel hükümlerinde yer alan bildirim adresi değişikliğine,
ç) 10 MW’ı geçmemek kaydıyla kurulu gücün toplamda yüzde onuna kadar değiştirilmesi kapsamında yapılacak değişikliklere,
ilişkin tadil talepleri ile 57 nci maddenin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında belirtilen bildirim yükümlülüklerine ilişkin işlemleri sonuçlandırır. Rüzgâr enerjisine dayalı önlisanslarda (b) bendi kapsamındaki ünite sayısı, ünite gücü ve ünite koordinat tadili ile depolama alanı koordinat tadili Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün uygunluk belgesine binaen sonuçlandırılır. (ç) bendi kapsamında belirlenen orana kadar yapılacak tadiller için bu Yönetmeliğin sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında yapılan tadil işlemlerine üçüncü kişiler tarafından itiraz edilmesi halinde, söz konusu itiraz ve itiraza konu tadil işlemi Kurul tarafından sonuçlandırılır.
(10) Bu madde kapsamında önlisans sahibinin talebiyle yapılacak tadillerde, tadil hakkındaki kararın ardından önlisans tadil işlemi, ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Tadile ilişkin kararda herhangi bir yükümlülüğün belirlenmesi halinde, söz konusu yükümlülüğün tadile ilişkin kararın tebliğinin yapıldığı tarihten itibaren (Değişik ibare:RG-17/12/2024-32755) kırk beş gün veya tadile ilişkin kararda öngörülen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Belirlenen yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde, önlisans tadili talebi reddedilmiş sayılır. Önlisans tadili başvurusunun reddedilmesi halinde, red kararı gerekçesi ile birlikte ilgili tüzel kişiye bildirilir.
(11) (Ek:RG-24/2/2017-29989) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) YEKA için verilen önlisanslara kayıtlı,
a) (Mülga:RG-17/12/2024-32755)
b) Yıllık elektrik enerjisi üretim miktarına,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliklerine,
ç) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
ilişkin tadil talepleri Kurul Kararı ile sonuçlandırılır. (Mülga ikinci ve üçüncü cümle:RG-17/12/2024-32755) Bu maddenin beşinci, yedinci fıkraları ile dokuzuncu fıkrasının bu fıkrada ayrıca düzenlenen hükümleri YEKA için verilen önlisanslar için uygulanmaz.
(12) (Değişik:RG-28/7/2020-31199) Önlisansa konu üretim tesisinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Önlisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Önlisansa derç edilmiş tesis toplam elektriksel kurulu gücünün değişmemesi,
c) Önlisansa derç edilmiş mevcut bağlantı şekli ile bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Yardımcı kaynağı rüzgar veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı olan önlisanslar için yardımcı kaynaklara ilişkin Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,
d) Hidroelektrik kaynaklara dayalı önlisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, beşinci fıkrada belirlenen yükümlülüklerin tamamlanması (Mülga ibare:RG-17/12/2024-32755) ve Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile kiralama sözleşmesi imzalanması için başvuru yapıldığına ilişkin belgenin Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili yapılır.
(13) (Ek:RG-9/5/2021-31479) (Değişik:RG-14/10/2023-32339) Önlisansa konu üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi eklenmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Önlisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Önlisansa derç edilmiş elektriksel ve/veya mekanik kurulu gücün değişmemesi,
c) Önlisansa derç edilmiş mevcut bağlantı şekli ile bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası uyarınca ilgili şebeke işletmecisinden alınan görüşün olumlu olması,
d) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş alınması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması için ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin, uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde, Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili yapılır.
Önlisansın sona ermesi ve iptali
MADDE 19 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans sahibi tüzel kişinin önlisansını sonlandırmak istemesi halinde, önlisans aslının Kuruma sunulması zorunludur.
(2) Önlisans;
a) Süresi uzatılmadığı takdirde süresinin bitiminde,
b) Önlisans sahibi tüzel kişinin talebi veya iflası hâlinde,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin üretim lisansı alması halinde,
kendiliğinden sona erer.
(3) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Önlisans, sonlandırma talebinin Kuruma yapıldığı tarih itibarıyla kendiliğinden sona erer. Önlisansın sona erdiği, Kurum tarafından ilgili tüzel kişi ile kurum ve kuruluşlara yazılı olarak bildirilir.
(4) Önlisans;
a) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, lisans alınıncaya kadar, veraset ve iflas nedenleri dışında, önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması durumunda,
b) Kurum tarafından belirlenen yükümlülüklerin yerine getirilmemesi, bu kapsamda Kanunun 16 ncı maddesinin birinci ve ikinci fıkraları çerçevesinde,
iptal edilir.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslar süresi uzatılmadığı takdirde süresinin bitiminde, önlisans sahibi tüzel kişinin talebi veya iflasının kesinleşmesi ile önlisans sahibi tüzel kişinin üretim lisansı alması halinde kendiliğinden sona erer. Söz konusu önlisanslar YEKA Yönetmeliği uyarınca YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesini imzalayan tarafların iş programında mücbir sebepler kapsamında yaşanan gecikmelerin bir yıldan fazla sürdüğü veya bir yıl içerisinde giderilemeyeceği konusunda anlaşmaları halinde sözleşmenin feshedilerek teminat mektubunun iadesi durumunda, önlisans sahibi şirketin talebi üzerine Kurul kararı ile sona erdirilir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisanslar;
a) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, lisans alınıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri dışında, önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması durumunda,
b) Kurum tarafından belirlenen Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne sunulan savunma veya açıklama ve önlem tekliflerinin yeterli görülmeyerek YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesinin feshedilmesi halinde söz konusu savunma veya açıklamaların Kurul tarafından mücbir sebepler kapsamında değerlendirilmemesi durumunda,
c) Önlisans sahibi tüzel kişinin YEKA Yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerinden fabrikanın süresi içerisinde işletmeye alınamadığının Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi durumunda,
ç) Önlisans sahibi tüzel kişinin YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi kapsamındaki taahhütlerini süresi içerisinde yerine getiremediğinin Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi durumunda,
d) YEKA Yönetmeliğinin 12 nci maddesinin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bentlerindeki belgelerin süresi içerisinde Bakanlığa sunulmaması ve/veya sunulan belgeler kapsamında Şartnamede belirtilen ve taahhüt edilen değerlerin karşılanamaması durumu kapsamında YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi feshedilerek Kuruma bildirilmesi halinde,
e) Bu Yönetmelik kapsamındaki talep ve işlemlerde Kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti halinde,
iptal edilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Lisans İşlemleri
Lisans başvurusu
MADDE 20 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Piyasada faaliyette bulunmak isteyen tüzel kişiler, lisans almak için Kurul kararıyla yürürlüğe konulan “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgeleri EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunmak suretiyle başvurur.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Lisansa ilişkin başvuruların elektronik ortamda yapılabilmesi için; başvuruda bulunacak tüzel kişi, Kurum nezdinde elektronik başvuruda bulunmaya yetkilisinin bilgilerini Kuruma yazılı olarak sunar. Ana hizmet birimi Kuruma bildirim tarihinden itibaren beş işgünü içinde söz konusu tüzel kişi adına yetkili kişinin elektronik başvuru yetkisini tanımlar.
(3) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Piyasada faaliyet göstermek üzere lisans başvurusunda bulunacak özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişinin,
a) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmuş olması,
b) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Anonim şirket olarak kurulmuş olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olması ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarmaması,
c) Kendisi ile tüzel kişinin;
1) Doğrudan veya dolaylı payına sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
2) Yönetim kurulu başkan ve üyeleri ile limited şirketlerde müdürlerin, Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmaması,
ç) (Ek:RG-9/7/2019-30826) UETS üzerinden tebligat adresi alması ve bu adresi tebligata açık tutması zorunludur.
zorunludur.
(4) Üretim lisansı hariç, diğer lisans başvurularında;
a) Başvuru sahibi tüzel kişinin esas sözleşmesinde aşağıdaki hususlara yer verilmesi zorunludur;
1) (Değişik:RG-9/7/2018-30473) Tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının nama yazılı olduğuna ve şirketin borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay çıkaramayacağına ilişkin hüküm,
2) Pay devirleri ile şirket birleşmeleri açısından bu Yönetmelikte öngörülen hükümler,
3) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için, şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmesi ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun uygun görüşünün alınmasına ilişkin hüküm,
b) (Değişik:RG-17/12/2024-32755) Şirketin sermayesinin asgari olarak;
1) Tedarik lisansı ve toplayıcı lisansı başvurularında Kurul tarafından belirlenen tutarda,
2) Dağıtım lisansı ile piyasa işletim lisansı ve görevli tedarik şirketlerinin tedarik lisansı başvurularında Kurul tarafından belirlenen oran ve/veya tutarda,
olduğuna ilişkin şirket esas sözleşmesinin sunulması zorunludur. Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile görevli tedarik şirketlerinin lisansları süresince sağlamaları gereken sermaye yeterliliğine ilişkin hususlar Kurul kararı ile belirlenir.
c) Lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin ibraz edilmesi zorunludur.
ç) (Değişik:RG-17/12/2024-32755) Tedarik lisansı veya toplayıcı lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişiler, lisanslarına müstakil elektrik depolama tesisi de eklemek istemeleri halinde birinci fıkrada belirtilen şekilde Kuruma başvuruda bulunur. Bu kapsamda başvuruda bulunulması halinde, söz konusu müstakil elektrik depolama tesisinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Bu kapsamdaki (Değişik ibare:RG-21/1/2025-32789) lisans başvurularında; Kurul tarafından tedarik veya toplayıcı lisansları için belirlenen asgari sermaye tutarlarına, müstakil elektrik depolama tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisinin eklenmesi ile birlikte belirlenen tutarda sermaye yeterliliğinin sağlandığına ilişkin bilgi veya belgeler ile müstakil elektrik depolama tesisi kapasitesi bazında Kurul kararı ile belirlenen oranlara karşılık gelen tutarda teminatın sunulması zorunludur. Talebin Kurul tarafından uygun bulunması halinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın Kurul kararında belirlenen süre içerisinde Kuruma sunulması hâlinde ilgili ana hizmet birimi tarafından depolama tesisine ilişkin bilgiler lisansa dercedilir.
d) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Müstakil elektrik depolama tesisi kurulmak amacıyla yapılan tedarik lisansı başvurularında depolama tesisinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş istenir.
(5) Üretim lisansı başvurusunda bulunmak isteyen önlisans sahibi tüzel kişi, önlisansı kapsamındaki yükümlülüklerini tamamlamak koşulu ile önlisans süresi içerisinde altıncı fıkrada belirtilen şekilde Kuruma üretim lisansı başvurusunda bulunur. Önlisans sahibinin, önlisans süresi sona ermeden önce üretim lisansı başvurusunda bulunmaması halinde, önlisans süresinde yerine getirilmesi gereken yükümlülüklerin ikmal edilmemiş olduğu kabul edilir.
(6) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Üretim lisansı başvurusunda (Mülga ibare:RG-9/7/2019-30826) (...) ;
a) Başvuru sahibi tüzel kişinin önlisansı kapsamında 17 nci maddenin birinci fıkrasında belirtilen iş ve işlemlerin tamamlandığını tevsik eden bilgi ve belgeler,
b) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Kaynak türü ve kurulu güç bazında Kurul kararı ile belirlenen oranlara karşılık gelen tutarda ve üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde onunu geçmemek koşuluyla, Kurul kararıyla belirlenen tutarda teminat,
c) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisansa konu olan üretim tesisinin özellikleri dikkate alınarak hazırlanan ve üretim tesisinin tamamlanma tarihine kadar olan süreci kapsayan bir termin programı veya YEKA Yönetmeliği kapsamında (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından kabul edilen iş programı,
ç) Lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge,
d) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Şirket asgari sermayesinin, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisine, nükleer enerjiye veya yerli kömüre dayalı veya (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) mekanik gücü 100 MW’ı aşan YEKA kapsamında üretim tesisi kurulması için yapılan üretim lisansı başvuruları açısından yüzde beşine artırıldığına ve şirket sermaye miktarının azaltılmasına yönelik esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun onayının alınacağına ilişkin şirket esas sözleşmesi,
e) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Şirket birleşme ve bölünmeleri açısından bu Yönetmelikte öngörülen hükümlerin yer verildiği şirket esas sözleşmesi,
sunulur. Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin sadece yüzde onu tahsil edilir. (Ek cümle:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi ile birleşik elektrik üretim tesisi üretim lisansı başvurularında (a), (b), (ç) ve (d) bentleri kapsamındaki yükümlülükler için ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir. (Ek cümle:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki lisans başvurularında, bu fıkranın (b) ve (d) bendi kapsamındaki yükümlülüklerin belirlenmesinde, rüzgar veya güneş enerjisine dayalı mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesinin kapasitesine denk gelen bedeller toplanarak birlikte değerlendirilir.
(7) Özelleştirme kapsamında olan bir üretim tesisi için lisans başvurusunda bulunan tüzel kişiye, bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülüklerin yerine getirilmesi koşuluyla, üretim lisansı verilir.
(8) Değişik:RG-23/12/2015-29571) 17 nci madde kapsamında belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgelerin başvuru aşamasında sunulması koşuluyla, önlisans almaksızın doğrudan üretim lisansı başvurusunda bulunulabilir. Üretim lisansı başvurusuna konu üretim tesisinin geçici kabulünün yapılmış olması halinde, 17 nci madde kapsamında belirtilen yükümlülükler ile söz konusu başvuru için bu Yönetmeliğin asgari sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz.
(9) Bu maddenin;
a) (c) bendi dışında, dördüncü fıkrası,
b) (a) ve (ç) bendi dışında altıncı fıkrası,
hükümleri, kamu tüzel kişilerine uygulanmaz.
(10) OSB Üretim Lisansı ve OSB Dağıtım Lisansı başvuruları ile başvuruların alınması, incelenmesi, değerlendirilmesi ve sonuçlandırılmasına ilişkin usul ve esaslar, ayrıca yönetmelikle düzenlenir.
(11) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için önlisans alan tüzel kişinin önlisans süresi içerisinde üretim lisansı başvurusu yapmaması halinde durum (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilir.
Lisans başvurularının alınması ve incelenmesi
MADDE 21 – (Değişik:RG-9/7/2019-30826)
(1) Başvuru sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, belgelerin Kuruma sunulma tarihini izleyen on işgünü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen lisans başvurularındaki eksikliklerin ilgilisine tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılarak başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgelerin iade edileceği bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on işgünü içerisinde incelenir ve söz konusu süre içerisinde de eksikliklerin giderilmemesi veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi halinde, başvuru yapılmamış sayılır ve başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler iade edilir. YEKA için yapılan üretim lisansı başvurularının yapılmamış sayılmasına ilişkin alınan Kurul kararı ayrıca Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne bildirilerek yatırılmış ise üretim lisansı alma bedeli iade edilmez.
(2) Lisans başvuru esaslarına göre eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla, eksik yapıldığı tespit edilen başvurular ise birinci fıkra kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla 22 nci madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
Lisans başvurularının değerlendirilmesi
MADDE 22 – (1) Kurumun yaptığı değerlendirmede dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansları açısından temel olarak aşağıdaki hususlar dikkate alınır;
a) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki,
b) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları,
c) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler.
(2) Üretim lisansı başvurusunun değerlendirilmesinde, başvuru sahibi tüzel kişinin önlisansı kapsamındaki yükümlülüklerini önlisans süresi içerisinde tamamlamış olup olmadığı esas alınır.
(3) Lisans başvurusunun değerlendirmeye alınması, lisans almaya hak kazanıldığı anlamına gelmez.
Lisans başvurularının sonuçlandırılması
MADDE 23 – (1) Değerlendirmeye alınan lisans başvurusuna ilişkin Kurum tarafından yapılan değerlendirme, 45 gün içerisinde tamamlanarak, söz konusu değerlendirme Kurula sunulur ve lisans başvurusu Kurul kararıyla sonuçlandırılır.
(2) Üretim lisansı başvurularında, yapılan değerlendirme sonucunda;
a) Önlisans kapsamında öngörülen yükümlülüklerinden herhangi birinin süresi içerisinde tamamlanmadığının anlaşılması halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu, Kurul kararı ile reddedilir.
b) Önlisans kapsamında öngörülen yükümlülüklerin süresi içerisinde tamamlanmış olduğu sonucuna varılması halinde, söz konusu tüzel kişiye Kurul kararı ile üretim lisansı verilir.
(3) Üretim lisansı ile ilgili olarak;
a) Üretim lisansına inşaat süresi ve tesis tamamlanma tarihi derç edilir. Tesis tamamlanma tarihinin belirlenmesine esas inşaat süresi, Kurul kararı ile belirlenir ve Kurum internet sayfasında yayımlanır.
b) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansına, lisansa konu tesisin kaynağına göre mevcut kurulu gücü ile üretebileceği (Ek ibare:RG-9/5/2021-31479) öngörülen yıllık azami üretim miktarı, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı olarak derç edilir.
c) Yenilenebilir enerji kaynakları dışında diğer enerji kaynaklarına dayalı üretim lisanslarına, öngörülen ortalama yıllık üretim miktarı, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı olarak derç edilir.
(4) Bu Yönetmelikte belirtilen yükümlülükleri yerine getiren tüzel kişiye Kurul kararı ile lisans verilir, lisans sahibi tüzel kişinin ticaret ünvanı ile aldığı lisans türü ve süresi Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
Lisans tadil başvurularının incelenmesi, değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 24 – (1) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans aşağıdaki durumlarda tadil edilebilir:
a) Lisans sahibinin talep etmesi ve talebin uygun bulunması.
b) Gelir ve tarife düzenlemesi kapsamında belirlenen fiyat, parametre, gösterge ve benzeri hususların lisansa derç edilmesine karar verilmesi veya lisansa derç edilen bu hususlarda değişikliğe gidilmesi.
c) Mevzuat değişikliklerinin ve mevzuat kapsamındaki uygulamaların lisansa kayıtlı hususlarda değişiklik gerektirmesi.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Lisans tadil başvurusu ile ilgili olarak;
a) Lisans tadil başvurusu, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken belgelerin, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
b) Tadil başvurusu sırasında tüzel kişilerden istenen belgelerin gereğine uygun olarak sunulup sunulmadığı hakkındaki inceleme, sunulan belgelerin Kuruma sunulma tarihini izleyen on işgünü içerisinde tamamlanır. Gereğine uygun olarak yapılmadığı tespit edilen lisans tadil başvurusundaki eksikliklerin ilgilisine yapılan tebliğ tarihinden itibaren on beş işgünü içerisinde giderilmesi istenir ve söz konusu eksikliklerin giderilmediği takdirde başvurunun yapılmamış sayılacağı ilgili tüzel kişiye bildirilir. Bu çerçevede sunulan bilgi ve belgeler on işgünü içerisinde incelenir. Başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma bildirilmesi veya inceleme sonucu eksikliklerin giderilmediğinin ilgili ana hizmet birimi tarafından tespiti halinde başvuru yapılmamış sayılır ve bu husus ilgili tüzel kişiye bildirilir. Başvuru sırasında Kurum evrakına sunulan belgeler başvuru sahibinin talebi halinde iade edilir.
c) Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular, başvuru tarihi itibarıyla veya (b) bendi kapsamında eksikliklerin giderilmesine ilişkin bilgi ve belgelerin Kuruma sunulduğu tarih itibarıyla bu madde çerçevesinde değerlendirmeye alınır.
ç) Dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansı tadil başvuruları için Kurum tarafından yapılan değerlendirmede temel olarak aşağıdaki hususlar dikkate alınır:
1) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki.
2) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları.
3) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Üretim tesisinin kurulması sürecinde;
a) Mücbir sebep halleri ile Kurul tarafından uygun bulunan hallerin bulunması,
b) Söz konusu durumların üretim tesisinin kurulmasını doğrudan etkilemesi veya etkileyebilecek nitelikte olması,
c) Lisansta belirlenen tesis tamamlanma süresi içerisinde gerekçeleri ve belgeleriyle birlikte Kuruma başvurulması,
hallerinde, tesis tamamlama süresinin uzatılması suretiyle lisans tadil edilebilir. Ancak, üretim tesisi yatırımının, geri dönülemez noktaya geldiğinin tespiti halinde (c) bendinde öngörülen süre koşulu aranmaz.
(4) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Lisansa konu üretim tesisinin mekanik kapasitesinin veya elektriksel kurulu gücünün değiştirilmesi suretiyle lisans tadili başvurusunda bulunulması halinde, üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Söz konusu başvurunun Kurul veya ilgili ana hizmet birimi tarafından uygun bulunması halinde, uygun bulma kararının ilgili tüzel kişiye tebliğ tarihinden itibaren;
a) Şirket asgari sermayesinin, yeni kurulu güce göre, Kurum tarafından öngörülen sermaye tutarına uyumlu hale getirildiğine ilişkin bilgi veya belgelerin,
b) Revize edilmiş ilgili kaynak kullanım hakkı anlaşmasına veya söz konusu anlaşmanın revize edilmesine gerek olmadığına ilişkin bilgi veya belgelerin,
c) Teminat tutarının, yeni kurulu güce göre, ilgili Kurul kararında öngörülen tutara uyumlu hale getirildiğine ilişkin bilgi veya belgelerin,
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında (Değişik ibare:RG-14/10/2023-32339) gerekli olan kararın alınması için kırk beş gün içerisinde ilgili kuruma başvurulması ve söz konusu kararın
doksan gün veya ilgili kararda ya da ana hizmet birimi işleminde belirlenen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Bu fıkradaki diğer yükümlülüklerin belirlenen süre içerisinde yerine getirilmesi kaydıyla, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında Çevresel Etki Değerlendirmesine tabi projeler için alınan Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararı, mücbir sebepler dışında, bir yıl içerisinde Kuruma sunulabilir. Bu fıkra kapsamında tayin edilen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmesi kaydıyla, lisans tadili ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır.
(5) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansları kapsamındaki tesisler için kurulu güç artışı veya azalışı, modernizasyon, yenileme yatırımları ve tadilatlar;
a) TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketinden alınan tadil kapsamındaki bağlantı görüşünün olumlu olması,
b) Lisansa dercedilen üretim tesisi sahasının dışına çıkılmaması,
c) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisleri için DSİ’den uygun görüş alınması, rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı üretim tesisleri için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren ilgili işlemde belirlenen süre içerisinde dördüncü fıkranın (a), (b), (c) veya (ç) bentleri kapsamında belirlenen ilgili yükümlülüklerin yerine getirilmesi ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren yüzseksen gün içerisinde Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili gerçekleştirilir. Söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır.
(6) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansları kapsamında,
a) Lisansta belirlenen sahanın dışına çıkılmaması,
b) İşletme anında sisteme verilen gücün lisansta belirtilen kurulu gücü aşmaması,
c) Rüzgâr veya güneş enerjisi ile biyokütle veya jeotermal enerjiye dayalı lisanslar için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması, hidroelektrik kaynaklara dayalı lisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla mekanik kapasite tadili uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren ilgili işlemde belirlenen süre içerisinde dördüncü fıkranın (a), (b), (c) ve (ç) bentleri kapsamında belirlenen ilgili yükümlülüklerin yerine getirilmesi ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin uygun bulma Kurul kararının veya ana hizmet birimi işleminin tebliğ tarihinden itibaren yüz seksen gün içerisinde Kuruma sunulması kaydıyla mekanik kapasite tadili yapılabilir. Söz konusu yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde, tadil başvurusu reddedilmiş sayılır. Bu fıkra kapsamındaki mekanik kapasite artışları, elektriksel kurulu güç artışı olarak değerlendirilmez. Mekanik kapasite artışı kapsamında ilave edilecek toplam mekanik güç miktarı, işletmede olanlar dahil, lisansa dercedilmiş elektriksel kurulu güç miktarından fazla olamaz.
(7) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibinin talebiyle yapılacak tadillerde, tadil hakkındaki kararın ardından lisans tadil işlemi ilgili ana hizmet birimi tarafından gerçekleştirilir. Tadil kararında herhangi bir yükümlülüğün belirlenmesi halinde, söz konusu yükümlülüklerin tadil kararının tebliğinin yapıldığı tarihten itibaren otuz gün veya tadil kararında öngörülen süre içerisinde Kuruma sunulması zorunludur. Bu yükümlülüğün yerine getirilmemesi halinde, lisans tadili talebi reddedilmiş sayılır.
(8) Lisans alma tarihinden sonra;
a) Tedarik lisansı sahibi tüzel kişinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden ya da ülkelere ithalat ve/veya ihracat faaliyetlerinde bulunabilmesine ilişkin,
b) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelere ihracat faaliyetinde bulunabilmesine ilişkin,
c) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin, sınırda yer alan illerde kurduğu üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden kuracağı özel direkt hat ile ihraç etme talebine ilişkin,
lisans tadil talepleri Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde sonuçlandırılır.
(9) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Üretim lisansına konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması, bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi ve hidrolik kaynaklara dayalı tesisler için DSİ’nin uygun görüşünün alınması, rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı tesisler için Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun bulunması hallerinde, söz konusu lisansta gerekli tadiller yapılabilir. Başvuruya konu proje sahasının tamamının mülkiyetinin ilgili tüzel kişiye ait olduğu sahalar ile kaynak olarak belediye atıklarının kullanılacağı projelere ilişkin tesis sahasının ilgili belediyenin mülkiyetinde olduğu ve santral sahası olarak belediye atıklarının kullanım haklarına sahip tüzel kişiye tahsis edildiği santral sahaları için duyuru yapılmaz. Santral sahasının bir bölümünün aynı sahada kalması, toplam santral sahası büyüklüğünün değişmemesi, tadil talebine ilişkin gerekçenin Kurul tarafından mücbir sebep kapsamında olduğunun tespiti ve söz konusu tesisin kısmen veya tamamen işletmede olması kaydıyla, rüzgâr enerjisine dayalı tesisler için teknik değerlendirme şartı aranmaz. Ancak santral sahasında meydana gelen değişiklik için kesişme/çakışma ve komşu sahalardaki türbinlerin etkileşim durumuna ilişkin olarak Enerji İşleri Genel Müdürlüğünün görüşü alınır.
(10) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Yapılan değerlendirme sonucu ilgili mevzuat açısından uygun görülen lisans tadil başvurusu, ilgisine göre Kurul ya da ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılır.
(11) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Aşağıda belirtilen konulardaki lisans tadili talepleri ile 57 nci maddenin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında belirtilen bildirim yükümlülüklerine ilişkin işlemler, ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılır:
a) Tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişiler dışında, lisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliği.
b) (e) bendi hükmü saklı kalmak koşuluyla, lisansların özel hükümlerinde yer alan bağlantı noktası ve kurulu gücü değişmemek kaydıyla, ünite sayısı, ünite gücü, ünite koordinatları, (Ek ibare:RG-17/12/2024-32755) depolama alanı koordinatları, yıllık elektrik enerjisi üretim miktarı, bulunduğu il, ilçe, mevki ve üretim tesisi adı.
c) Lisansların özel hükümlerinde yer alan bildirim adresi değişikliği.
ç) Tarifesi düzenlemeye tabi tüzel kişilerin lisanslarında tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilere ait bilgiler.
d) (Değişik:RG-17/12/2024-32755) Rüzgar enerjisine dayalı üretim lisanslarında komşu sahalardaki türbin koordinatlarının etkilenmediği yönünde Enerji İşleri Genel Müdürlüğünden alınacak uygunluk belgesine binaen yapılan üretim tesisi sahası içerisindeki türbin koordinatlarına ait bilgilerin değiştirilmesi.
e) 10 MW’ı geçmemek kaydıyla, kurulu gücün toplamda yüzde onuna kadar değiştirilmesi kapsamında yapılacak değişiklikler. Bu bent kapsamında yapılacak tadiller için, bu Yönetmeliğin sermaye ve teminat yükümlülüklerine ilişkin hükümleri uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında yapılan tadil işlemlerine üçüncü kişiler tarafından itiraz edilmesi halinde söz konusu itiraz ve itiraza konu tadil işlemi Kurul tarafından sonuçlandırılır.
(12) Yapılan lisans tadili ilgili tüzel kişiye yazılı olarak bildirilir. Lisans tadili başvurusunun reddi halinde, gerekçesi yazılı olarak ilgili tüzel kişiye bildirilir.
(13) Lisans sahibinin, lisans tadilinden doğacak yükümlülükleri yerine getirebilmesi için ilave bir süreye ihtiyaç duyması halinde, söz konusu süre Kurul kararı ile belirlenir ve tadil edilen lisanslarda yer alır.
(14) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Üretim lisansına konu ve ekonomik ömrünü tamamlamış olan üretim tesisi veya ünitelerin yerine yeni üretim tesisi veya ünitelerin kurulması amacıyla yapılan üretim lisansı tadil başvurularında, artış sağlanan ilave kurulu güç için asgari sermaye şartı ile teminat sunma yükümlülüğü aranır.
(15) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarında üretim tesisinin tesis tamamlama süresi, iş programında meydana gelen gecikmelerin mücbir sebepler çerçevesinde gerçekleştiğinin Bakanlıkça kabul edildiğinin bildirilmesi halinde iş programına eklenen süre kadar uzatılır.
(16) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarına kayıtlı,
a) (Mülga:RG-17/12/2024-32755)
b) Yıllık elektrik enerjisi üretim miktarına,
c) Üretim lisans sahibi tüzel kişinin unvan ve nev’i değişikliklerine,
ç) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
ilişkin tadil talepleri Kurul kararı ile sonuçlandırılır. (Mülga ikinci ve üçüncü cümle:RG-17/12/2024-32755) Bu maddenin dördüncü, beşinci, dokuzuncu fıkrası ve onbirinci fıkrasının bu fıkrada ayrıca düzenlenen hükümleri ile onüçüncü fıkrası YEKA için verilen üretim lisansları için uygulanmaz.
(17) (Değişik:RG-28/7/2020-31199) Üretim lisansına konu tesisin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Lisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Lisansa derç edilmiş tesis toplam elektriksel kurulu gücünün değişmemesi,
c) Üretim lisansına derç edilmiş mevcut bağlantı şekli, bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) Yardımcı kaynağı rüzgar veya güneş enerjisine dayalı olan lisanslar için yardımcı kaynaklara ilişkin Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan teknik değerlendirmenin uygun olması,
d) Hidroelektrik kaynaklara dayalı lisanslar için DSİ tarafından uygun görüş verilmesi,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, dördüncü fıkrada belirlenen yükümlülüklerin tamamlanması, rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin ve Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile imzalanan kiralama sözleşmesinin Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili yapılır.
(18) (Ek:RG-9/5/2021-31479) (Değişik:RG-14/10/2023-32339) Üretim lisansına konu tesise elektrik depolama ünitesi eklenmesi kapsamında yapılan tadil başvurusu;
a) Lisansa derç edilmiş sahanın dışına çıkılmaması,
b) Lisansa derç edilmiş elektriksel ve/veya mekanik kurulu gücün değişmemesi,
c) Lisansa derç edilmiş mevcut bağlantı şekli ile bağlantı noktası ve gerilim seviyesinin değişmemesi,
ç) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası uyarınca ilgili şebeke işletmecisinden alınan görüşün olumlu olması,
d) Söz konusu elektrik depolama ünitesinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş alınması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması için, uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde ilgili kurumlara başvurulması ve Kurul kararında belirlenen süre içerisinde söz konusu kararın Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili yapılır. Bu kapsamdaki ünite için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz.
(19) (Ek:RG-9/5/2021-31479) (Değişik:RG-21/1/2025-32789) Tedarik lisansı veya toplayıcı lisansı sahibi tüzel kişiler, müstakil elektrik depolama tesisi kurmak istemeleri halinde söz konusu tesisin lisansına eklenmesi için Kuruma lisans tadil başvurusunda bulunur. Bu kapsamda talepte bulunulması halinde, söz konusu elektrik depolama tesisinin sisteme bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında 15 inci maddenin ikinci fıkrası hükmü uygulanır. Söz konusu tadil başvurusu kapsamında;
a) Şirket asgari sermayesinin, Kurul tarafından tedarik veya toplayıcı lisansları için belirlenen asgari sermaye tutarına, müstakil elektrik depolama tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisinin eklenmesi ile birlikte belirlenen tutara uyumlu hale getirildiğine ilişkin bilgi veya belgelerin,
b) Müstakil elektrik depolama tesisi kapasitesi bazında Kurul kararı ile belirlenen oranlara karşılık gelen tutardaki teminatın,
Kuruma sunulması zorunludur. Başvurunun Kurul tarafından uygun bulunması halinde, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması için, uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde ilgili kurumlara başvurulması ve Kurul kararında belirlenen süre içerisinde söz konusu kararın Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili yapılır. Üçüncü fıkra hükmü kapsamında; üretim tesislerinin süre uzatımına ilişkin lisans tadil talepleri için uygulanan hükümler, müstakil elektrik depolama tesisleri için de uygulanır. Tedarik lisansı veya toplayıcı lisansına eklenecek her bir müstakil elektrik depolama tesisi için ayrı lisans tadili başvurusunda bulunulur.
(20) (Ek:RG-10/3/2022-31774) (Değişik:RG-17/12/2024-32755) Mevcut tedarik lisansı veya toplayıcı lisansına müstakil elektrik depolama tesisi eklenmesi kapsamında Kuruma yapılan lisans tadil başvurularında depolama tesisinin gerekli teknik kriterlere uygunluğu hakkında TEİAŞ’tan görüş istenir.
(21) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Kısmen veya tamamen işletmede bulunan üretim tesislerinden, elektrik depolama ünitesi kurmayı taahhüt eden rüzgar veya güneş enerjisine dayalı elektrik üretim lisansı sahibi tüzel kişilere, kurmayı taahhüt ettikleri elektrik depolama ünitesi kurulu gücüne kadar kapasite artışına, bu maddenin beşinci fıkrasında belirtilen koşullara uyulması kaydıyla, izin verilir. Bu kapsamdaki tadil başvurusunun, 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası hükmüne uygun olarak yapılması zorunludur. Söz konusu tadil talepleri için bağlantı görüşlerinin oluşturulması 15 inci maddenin dokuzuncu fıkrasının (b) bendi kapsamında yürütülür. Bu kapsamda kapasite artış talebinde bulunan tesisler için ilave edilen elektrik depolama ünitesi ile rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üniteler, depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamında değerlendirilir.
(22) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişilerin unvan değişikliği, Kurul onayına tabidir.
(23) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler, elektrik piyasasında toplayıcılık faaliyetinde bulunmak istemeleri halinde, söz konusu faaliyetin lisansına eklenmesi için Kuruma lisans tadil başvurusunda bulunur. Başvurunun Kurul tarafından uygun bulunması halinde, tedarikçinin toplayıcılık faaliyetinde bulunabileceğine ilişkin husus tedarik lisansına dercedilir.
Lisans yenileme başvurularının değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 25 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisanslar, lisans sahibinin talebi üzerine lisans süresinin bitiminden başlamak üzere ve Kanunda öngörülen asgari süreler gözetilmek suretiyle her defasında en fazla kırkdokuz yıl için yenilenebilir. YEKA için verilen üretim lisansları yenilenemez.
(2) (Değişik:RG-14/10/2023-32339) Lisans yenileme talebi, yürürlükteki lisans süresinin bitiminden en erken 12 ay, en geç dokuz ay, tedarik lisansı (Ek ibare:RG-17/12/2024-32755) ve toplayıcı lisansı için en geç 1 ay, dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketi için en erken 15 ay, en geç 12 ay önce olmak üzere, lisans sahibinin Kuruma yazılı olarak başvurması suretiyle yapılabilir. Lisans yenileme bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belgenin başvuru ekinde sunulması zorunludur.
(3) Görevli tedarik şirketleri veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin, lisans sürelerinin bitiminden önce ve öngörülen süreler içerisinde lisanslarını yenilemek üzere Kuruma başvurmamaları halinde Kurum tüketicilerin korunması ve hizmetin aksamaması için gereken önlemleri alır.
(4) Dağıtım ile tedarik ve piyasa işletim lisansı yenileme talebi incelenirken temel olarak lisans sahibinin;
a) Tüketici haklarının korunması ile rekabetin ve piyasanın gelişimine olan etki,
b) Başvuruda bulunan tüzel kişi ile tüzel kişilikte yüzde on ve üzerinde, halka açık şirketlerde yüzde beş ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin varsa, piyasadaki deneyim ve performansları,
c) Başvuru hakkında ilgili kuruluşlardan alınan görüşler ve/veya ilgili tüzel kişi hakkında yürütülmekte olan veya sonuçlandırılmış olan işlemler,
ç) İlgili kamu kurum ve kuruluşları ile yenilenmesi gereken anlaşmalar ve/veya izinler,
dikkate alınır.
(5) Dağıtım lisansının yenilenebilmesi için, lisans sahibinin lisansında belirlenen dağıtım bölgesindeki dağıtım sistemini işletme hakkını elde ettiğini tevsik etmesi zorunludur. Söz konusu işletme hakkını elde ettiğini tevsik edemeyen dağıtım lisansı sahibinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir. Bu durumda dağıtım lisansı verilecek yeni tüzel kişi, Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) Görevli tedarik şirketinin tedarik lisansının yenilenebilmesi için, lisans sahibinin lisansında belirlenen dağıtım bölgesindeki düzenlemeye tabi faaliyetlere ilişkin varlıkların işletme hakkını elde ettiğini tevsik etmesi zorunludur. Söz konusu işletme hakkını elde ettiğini tevsik edemeyen görevli tedarik şirketinin başvurusu, Kurul kararı ile reddedilir. Bu durumda son kaynak tedarikçisi olarak, tedarik lisansı verilecek yeni tüzel kişi, Elektrik Piyasasında Dağıtım Ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(7) Lisans yenileme başvurusu hakkındaki değerlendirme, lisansın sona erme tarihinden en geç üç ay öncesine kadar sonuçlandırılır ve lisans yenileme başvurusu hakkındaki Kurul kararı lisans sahibine yazılı olarak bildirilir.
(8) Lisansı yenilenen lisans sahibi tüzel kişinin ticaret unvanı ile yenilenen lisans türü ve süresi Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
Lisansların sona ermesi
MADDE 26 – (1) Lisans;
a) Süresinin bitiminde kendiliğinden,
b) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Lisans sahibi tüzel kişinin iflasının veya icra takibi sonucu üretim tesisinin satışının kesinleşmiş olduğunun tespit edilmesi, lisans sahibinin talebi veya lisans verilmesine esas şartların kaybedilmesi hâllerinde ise Kurul kararıyla,
sona erer.
(2) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Lisans sahibi bir tüzel kişinin lisansı kapsamındaki faaliyetini sona erdirmek istemesi halinde; lisansın sona ermesinin talep edildiği tarihten en az altı ay önce, dağıtım şirketi ile görevli tedarik şirketi için en az on iki ay önce Kuruma gerekçeleri ile birlikte EPDK Başvuru Sistemi üzerinden başvuruda bulunulması esastır. Ancak Kurul, sona erdirme talebinin piyasaya olan etkilerini dikkate alarak bu süre şartını uygulamayabilir. Bu başvuru kapsamında lisans sahibi tüzel kişinin lisansını sona erdirmek istediği tarih itibarıyla ne tür yükümlülükler taşıdığının ve bu yükümlülüklerin yerine getirilmesi için ne tür tedbirlerin öngörüldüğünün belirtilmesi de zorunludur.
(3) Yapılan değerlendirme sonucu, sona erdirme talebinin Kurul kararıyla uygun bulunması halinde lisans, Kurul kararında yer alan tarihte sona erer. Kurul, lisansın sona ermesinin tüketiciler ve piyasa koşulları aleyhine bir durum yaratacağının belirlenmesi halinde, gerekçeleri lisans sahibi tüzel kişiye bildirilmek suretiyle talebi reddedebilir veya lisansın sona ermesi için talep edilen tarihi ileri bir tarihe erteleyebilir.
(4) Dağıtım lisansı sahibi bir tüzel kişinin lisans süresi sona ermeden önce lisansını sona erdirmek istemesi halinde, söz konusu lisans kapsamındaki faaliyeti sürdürecek yeni bir tüzel kişi lisans alıncaya kadar lisans sona erdirilmez. Görevli tedarik şirketinin lisans süresi sona ermeden önce lisansını sona erdirmek istemesi halinde, söz konusu lisans kapsamındaki faaliyeti sürdürecek başka bir tüzel kişi Kurul tarafından belirleninceye kadar lisans sona erdirilmez.
(5) Dağıtım veya görevli tedarik şirketinin lisansının sona ermesi veya lisansının Kurul tarafından iptal edilmesinin gerekli hale gelmesi durumunda, dağıtım lisansı verilecek tüzel kişi veya son kaynak tedariği yükümlüsü tüzel kişi Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesislerine konu önlisans veya üretim lisansında yer alan ana kaynağa dayalı ünitelerin kurulu gücünün sıfıra indirilmesi suretiyle ilgili önlisans veya üretim lisansının tadil talebi, önlisans veya üretim lisansının sonlandırılması talebi olarak değerlendirilir.
Yaptırımlar ve lisans iptali
MADDE 27 – (Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Lisans sahibi tüzel kişilerin ilgili mevzuat hükümlerine aykırı davranması durumunda, fiilin niteliğine göre Kanunun 16 ncı maddesinde öngörülen yaptırımlar uygulanır.
(2) Üretim lisansı, mücbir sebep halleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında üretim tesisinin ilgili lisansta belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi hallerinde iptal edilir.
(3) Lisansı iptal edilen tüzel kişi, bu tüzel kişilikte yüzde on veya daha fazla paya sahip ortaklar ile lisans iptal tarihinden önceki bir yıl içerisinde görevden ayrılmış olanlar dahil, yönetim kurulu başkan ve üyeleri, limited şirketlerde müdürler, lisans iptalini takip eden üç yıl süreyle, mevcut önlisansları kapsamındaki üretim lisansı başvuruları hariç olmak üzere, önlisans ve lisans alamaz, önlisans ve lisans başvurusunda bulunamaz, önlisans ve lisans başvurusu yapan tüzel kişiliklerde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olamaz, yönetim kurullarında görev alamaz. Önlisans ve lisans başvurusundan sonra bir tüzel kişinin ortakları ve yönetim kurulu başkan ve üyeleri, limited şirketlerde müdürlere ilişkin yasaklılık halinin olması halinde, bu aykırı durumun giderilmesi için doksan gün süre verilir. Aykırılığın giderilmemesi halinde ilgili başvuru Kurul kararı ile reddedilir.
(4) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında, lisans iptali ile ilgili olarak Kanunun 16 ncı maddesi hükümleri uygulanır.
(5) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisine ilişkin inşaat lisansı ve/veya işletme lisansı başvurularının olumlu sonuçlanmaması ya da mevcut inşaat lisansı ve/veya işletme lisansının iptal edilmesi durumunda, ilgili üretim lisansı iptal edilir. Ayrıca, 17 nci maddenin üçüncü fıkrası kapsamındaki yükümlülüklerin mücbir sebepler veya lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulmaması hâlinde üretim lisansı iptal edilir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisansları;
a) Üretim tesisi işletmeye geçene kadar, lisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının Bakanlıktan yazılı onay alınmadan doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, payların devri veya birleşme ve bölünme gibi payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemlerin yapılması,
b) Kurul tarafından mevzuat veya piyasa yapısının gerekleri doğrultusunda belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi,
c) Elektrik enerjisi üretim tesisinde Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı kapsamında kullanımı öngörülen aksam ve tedarik planında belirtilen yerli malı ürünlerin ya da yerli malı aksamın kullanılmadığının tespiti ve (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından yapılan yazılı ihtarnamede belirlenen süre içerisinde ihtar edilen aykırılıkların giderilmemesi üzerine YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesinin feshedilmesi,
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişinin YEKA Kullanım Hakkı Sözleşmesi kapsamındaki taahhütlerini süresi içerisinde yerine getiremediğinin Bakanlıkça Kuruma bildirilmesi,
d) Bu Yönetmelik kapsamındaki talep ve işlemlerde Kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti,
hallerinde iptal edilir.
(7) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile müstakil elektrik depolama tesisinin, lisansına derç edilen süresi içerisinde tamamlanmamış olması halinde söz konusu depolama ünitesine veya tesisine ilişkin hükümler Kurul kararı ile ilgili lisans kapsamından terkin edilir. (Ek cümle:RG-21/1/2025-32789) Ancak tedarik veya toplayıcı lisansına dercedilen müstakil elektrik depolama tesisleri için Kuruma sunulan teminat, söz konusu depolama tesislerinin mücbir sebep halleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında lisansta belirlenen süre içerisinde kurulamaması halinde, irat kaydedilir.
(8) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitelerinin işletmede olmadığı uzlaştırma dönemlerinde, söz konusu depolamalı elektrik üretim tesislerinin sisteme veriş miktarları, ilgili mevzuat uyarınca uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. (Ek cümleler:RG-21/1/2025-32789) Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan depolamalı elektrik üretim tesislerine ait elektrik depolama ünite veya ünitelerinin, 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 81/A maddesinde yer alan koşulları sağlaması zorunludur. Aksi halde söz konusu madde kapsamında işlem tesis edilir.
(9) (Ek:RG-19/11/2022-32018) 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası kapsamında kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin, mücbir sebepler dışında, Kurul kararı ile belirlenen sürede işletmeye alınmaması halinde lisans iptal edilir. 24 üncü maddenin yirmi birinci fıkrası kapsamında kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin, mücbir sebepler dışında, Kurul kararı ile belirlenen sürede işletmeye alınmaması halinde bu kapsamda tahsis edilen kurulu güç, lisanstan terkin edilerek tadil kapsamında Kuruma sunulmuş olan teminat irat kaydedilir.
ALTINCI BÖLÜM
Önlisans ve Lisanslarla Kazanılan Haklar ve Üstlenilen Yükümlülükler
Önlisans sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 28 – (1) Önlisans, sahibine lisansına konu üretim tesisi yatırımına başlamak için mevzuattan kaynaklanan izin, onay, ruhsat ve benzeri belgeleri edinebilmek ve üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde edebilmek için ilgili kurum ve kuruluşlar nezdinde girişimde bulunma hakkını verir.
(2) Önlisans sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Kurumun faaliyetlerini yerine getirebilmesi için ihtiyaç duyacağı her türlü bilgi ve belgeyi istenilen zamanda Kuruma vermek,
b) Lisans alıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri ile bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında ortaklık yapısında doğrudan veya dolaylı olarak herhangi bir değişiklik yapmamak, paylarını devretmemek, payların devredilmesi veya payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemleri yapmamak,
c) (Ek:RG-9/7/2018-30473) Önlisansa konu proje kapsamında olan veya önlisansa konu projeden doğrudan etkilenen ancak kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkulleri kullanmamak,
ile yükümlüdür.
Lisans sahiplerinin genel hak ve yükümlülükleri
MADDE 29 – (1) Lisans sahibi tüzel kişinin lisans kapsamındaki hak ve yükümlülükleri lisansın yürürlüğe girmesi ile geçerlilik kazanır.
(2) Lisans sahibi, lisanstan kaynaklanan yükümlülükleri saklı kalmak koşuluyla, lisansı kapsamındaki faaliyetlerinden, bu Yönetmelik ile belirlenenleri hizmet alımı yolu ile gördürebilir.
(3) Lisans sahibi ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Tüketiciler dışında, lisans sahibi olmayan hiçbir kişi ile yurt içinde elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti yapmamak,
b) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında belirlenen yükümlülükleri yerine getirmek,
c) Lisansı kapsamındaki tesislerini mevzuat hükümlerine uygun olarak işletmek,
ç) Lisansı kapsamındaki hizmetin teknik gereklere göre yapılmasını sağlamak,
d) Kurum tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde verilen tüm talimatlara uymak,
e) Tesislerini, yasal defter ve kayıtlarını Kurum denetimine hazır bulundurmak, Kurum tarafından talep edildiğinde denetime açmak,
f) Kurum tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek,
g) Kurum tarafından talep edilen veya Kuruma sunulacak olan bildirim, rapor ve diğer evrakları, ilgili mevzuatta düzenlenen usul ve esaslara uygun olarak Kuruma sunmak,
ğ) Lisansına derç edilmiş bulunan hükümlere uymak,
h) Lisans kapsamındaki faaliyetlerin yerine getirebilmesini teminen gerçek ve tüzel kişiler tarafından verilen veya edinilen bilgileri gizli tutmak ve amacı dışında kullanmamak,
ı) Lisans işlemleri ile ilgili bedeller ile yıllık lisans bedellerini zamanında ve eksiksiz olarak Kuruma ödemek,
i) Lisans almanın yanı sıra faaliyet alanlarına göre ilgili diğer mevzuatların gereklerini yerine getirmek,
j) (Ek:RG-22/10/2016-29865) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Lisans kapsamında faaliyette bulunduğu konuda yaptığı iş ve işlemlere ilişkin veri işleme veya veri depolama amacıyla kurdukları ve/veya hizmet aldıkları bilgi işlem merkezlerinde üçüncü kişilerin söz konusu verilere hukuka aykırı erişimini ve bu verileri hukuka aykırı işlemesini önlemek, verilerin gizliliğini, bütünlüğünü ve erişilebilirliğini sağlamak üzere uygun güvenlik seviyesini temin etmeye yönelik gerekli her türlü teknik ve idari tedbiri almak,
k) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Bu Yönetmelik kapsamında tesis edeceği kojenerasyon ve trijenerasyon tesisleri ile kabulü yapılan üniteler için bakım-onarım kapsamında tedarik edilen ekipmanlar hariç; elektrik üretim tesisi ve 9/5/2021 tarihli ve 31479 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Depolama Faaliyetleri Yönetmeliği kapsamında tesis edeceği elektrik depolama tesisi veya ünitesinde, ilgili mevzuat ve standartlara göre imal edilmiş, garanti kapsamında yer alan ve son beş yıl içerisinde üretilmiş türbin, jeneratör, kanat, panel, invertör, buhar kazanı, motor, batarya gibi ana ekipmanları kullanmak,
ile yükümlüdür. (Ek cümle:RG-19/11/2022-32018) Bu fıkranın (k) bendi, yurt içinde imal edilmiş ekipman kullanacak lisans sahipleri için uygulanmaz.
(4) Tarifesi düzenlemeye tabi lisans sahibi, üçüncü fıkrada sayılanlara ek olarak;
a) Piyasa faaliyetleri arasında ve piyasa faaliyetleri ile piyasa dışı faaliyetleri arasında çapraz sübvansiyon yapamaz.
b) Tüketicilere yapılan satışlar açısından, elektrik enerjisi veya kapasite alımlarını basiretli bir tacir olarak yapmakla yükümlüdür.
c) Bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar ile OSB’ler hariç, piyasa dışında faaliyet gösteremez.
ç) (Mülga:RG-24/2/2017-29989)
d) Lisansı kapsamındaki hizmeti, eşitler arasında ayrım gözetmeksizin sunmak ile yükümlüdür.
e) Yapım, mal ve hizmet alım ihalelerini; rekabet ortamında, şeffaf ve eşitlik ilkesi çerçevesinde yapmakla yükümlüdür.
(5) OSB Üretim Lisansı ile OSB Dağıtım Lisansı sahiplerinin hak ve yükümlülükleri, ayrıca yönetmelikle düzenlenir.
(6) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisansı sahibi tüzel kişiler bu maddede sayılan haklardan YEKA Yönetmeliği ile çelişmeyenleri haizdir.
Üretim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 30 – (1) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansı, sahibine;
a) Lisansında belirtilen üretim tesisini kurma ve işletme,
b) Üretim tesisinde ürettiği elektrik enerjisini veya kapasitesini;
1) Tedarik şirketlerine satma,
2) Serbest tüketicilere satma,
3) Özel direkt hat tesis ettiği kişilere satma,
c) Organize toptan elektrik piyasalarında, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapma,
ç) Tedarik etmekle yükümlendiği elektrik enerjisi veya kapasitesini teminen, bir takvim yılı için lisansına dercedilen yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının, Kurul tarafından belirlenen oranını aşmamak kaydıyla elektrik enerjisi veya kapasitesi alma,
d) Ürettiği elektrik enerjisinin uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelere ihracatını yapma,
e) Kurulca verilecek izin ile, sınırda yer alan illerde kurmak kaydıyla, üretim tesisinde ürettiği elektriği iletim veya dağıtım sistemine bağlantı tesis etmeden kuracağı özel direkt hat ile ihraç etme,
f) Satış olarak değerlendirilmemek üzere, tesislerinde ürettiği enerjiyi iletim veya dağıtım sistemine çıkmadan kullanmak kaydıyla sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı tüketim tesislerinin ihtiyacı için kullanma,
g) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Lisansına derç edilmesi kaydıyla, bütünleşik elektrik depolama ünitesini kurma ve işletme,
hakkını verir. YEKA için verilen üretim lisansı sahibi tüzel kişiler ürettikleri elektrik enerjisini ancak YEKA Yönetmeliğinde belirlenen hükümlere uygun olarak değerlendirir.
(2) Üretim lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Mücbir sebepler ile yıllık programlı bakım takvimi dışında, üstlenilmiş bulunan yükümlülükleri yerine getirecek şekilde üretim tesisini işler halde tutmak,
b) Yıllık programlı bakım takvimlerini, TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye bildirmek,
c) İletim tarifesi ve/veya dağıtım tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
ç) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Üretim tesisinin (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) lisansa dercedilen tesis toplam kurulu gücünün tamamının (Mülga ibare:RG-10/3/2022-31774) kabulünün yapıldığı tarihe kadar, gerçekleştirilen faaliyetler hakkında her yılın Ocak ve Temmuz ayları içerisinde Kuruma, usulüne uygun olarak ilerleme raporu sunmak,
d) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
e) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler; kriz, gerginlik ve harp durumlarında Milli Savunma Bakanlığı ve/veya İçişleri Bakanlığı ve/veya MİT Başkanlığı tarafından talep edildiğinde; Milli Savunma Bakanlığı ve/veya İçişleri Bakanlığı ve/veya MİT Başkanlığının sorumluluğunda işletilen sistemler ile Haberleşme, Seyrüsefer ve Radar Sistemlerine etkisi olduğu tespit edilen rüzgâr türbinlerine ilişkin talep edilen tedbirleri yerine getirmek,
f) (Ek:RG-24/2/2017-29989) Geçici kabul tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde OSB üretim lisansı sahipleri hariç olmak üzere, işletmeye geçmiş kurulu gücü 100 MWe ve üzerinde olan bütün üretim tesisleri için kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
g) (Ek:RG-9/7/2018-30473) Lisansa konu proje kapsamında olan veya önlisansa konu projeden doğrudan etkilenen ancak kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkulleri kullanmamak,
ğ) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünleri kullanacak biyokütleye dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, bahse konu tesislerinde kullanacakları yan ürünleri lisansı kapsamındaki tesis bünyesinde kuracakları piroliz tesislerinden karşılamak,
h) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Kabulü yapılarak işletmeye geçen biyokütleye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin lisans sahibi tüzel kişiler, 10/9/2014 tarihli ve 29115 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevre İzin ve Lisans Yönetmeliği kapsamında Çevre, Şehircilik ve İklim Değişikliği Bakanlığından alınması gereken belgeyi kabul tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde Kuruma sunmak,
ı) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Lisans verilmesine esas olan gerekli izin, onay, ruhsat ve benzerlerinin geri alınması, kaldırılması, sonlandırılması, yürütmesinin durdurulması veya iptal edilmesi durumlarını en geç (Değişik ibare:RG-19/11/2022-32018) iki ay içerisinde Kuruma bildirmek,
i) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler; 9/7/2020 tarihli ve 31180 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Düşey Engel Verilerini Toplama ve Sunma Yönetmeliğine uygun olarak, üretim lisansları kapsamında düşey engel niteliğindeki her türlü tesis ve yapıya ilişkin bilgiyi, yetkili fen adamları vasıtasıyla tespit etmek, söz konusu yönetmelik ekinde bulunan tabloları belirtilen süreler içinde, tarif edilen nitelikte, tam, doğru, zamanında toplamak ve doğruluğunu teyit ederek Harita Genel Müdürlüğü’ne göndermek ve bu bilgiyi güncel tutmak, üretim lisansı sahibi şirket yetkilisinin adı-soyadı imzası ile yetkili/sorumlu mühendis onayı olacak şekilde, hem yazılı olarak hem de elektronik ortamda Harita Genel Müdürlüğü’ne iletmek, bu kapsamdaki işlemlerin yerine getirilmesinde Harita Genel Müdürlüğü tarafından verilen talimatları yerine getirmek,
ile yükümlüdür.
(3) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesislerinde sisteme verilebilecek aktif çıkış gücü, ana kaynağa dayalı geçici kabulü yapılmış olan ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücünü aşamaz. Üretim miktarının ana kaynağa dayalı geçici kabulü yapılmış ünitelerin kurulu gücüne karşılık gelen enerji miktarından fazla olması halinde, söz konusu fazla enerji, ilgili mevzuat kapsamında uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. Ancak bu durum katılımcının ilgili mevzuattaki yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.
(4) (Ek:RG-28/7/2020-31199) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
(5) (Ek:RG-28/7/2020-31199) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
(6) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesislerinde yardımcı kaynağa dayalı olarak kurulacak ünite ve/veya ünitelerin toplam gücü, Kurul kararıyla belirlenir.
(7) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana kaynağa dayalı ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmadan yardımcı kaynağa dayalı ünite veya ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmaz.
(8) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üniteler bakımından elektrik depolama ünitesinin işletmeye alınan kurulu gücü kadar kapasite işletmeye alınabilir. Söz konusu elektrik depolama ünitesinin tamamı işletmeye geçmeden; elektriksel kapasite artışı veya birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında tadil başvurusu yapılamaz.
İletim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 31 – (1) TEİAŞ, iletim lisansı kapsamında;
a) Münhasıran iletim faaliyetinde bulunma ve iletim sistemini işletme,
b) Oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarının karşılanmasıyla sınırlı olmak üzere, yan hizmetler anlaşmaları kapsamında yeni üretim tesisi yaptırmak ve/veya mevcut üretim tesislerinin kapasitelerini kiralamak amacıyla ihale yapabilme,
c) Uluslararası enterkonneksiyon hatlarının ulusal sınırlar dışında kalan kısmının tesisi ve işletilmesini yapabilme ve/veya bu amaçla uluslararası şirket kurabilme ve/veya kurulmuş uluslararası şirketlere ortak olabilme ve bölgesel piyasaların işletilmesine ilişkin organizasyonlara katılabilme,
ç) İletim sisteminin teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla ve yan hizmetler piyasası kapsamında elektrik enerjisi veya kapasitesi satın almak, iletim sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin, gerçekleşmeler nedeniyle fazlasını satma,
d) Kurulun izni alınmak kaydıyla, iletim faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyeti yürütme,
e) İletim sisteminin işletilmesi için ihtiyaç duyulan telsiz sistemi de dâhil her türlü iletişim ve bilgi sistemleri altyapısını kurma ve işletme,
f) Fiber optik kablo altyapısının bir kısmını, kendi faaliyetlerini aksatmayacak şekilde ilgili mevzuat çerçevesinde Kurum görüşleri doğrultusunda, üçüncü kişilere kullandırabilme,
hakkına sahiptir.
(2) TEİAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Bakanlığın kararı doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarını yapmak,
b) Kurulması öngörülen yeni iletim tesisleri için iletim yatırım planı yapmak, yeni iletim tesislerini kurmak ve gerektiğinde iletim sisteminde ikame ve kapasite artırımı yatırımı yapmak,
c) İletim sistemine bağlı veya bağlanacak olan serbest tüketiciler dâhil tüm sistem kullanıcılarına şebeke işleyişine ilişkin mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin iletim ve bağlantı hizmeti sunmak,
ç) Yük dağıtımı ve frekans kontrolünü gerçekleştirmek, piyasa işletim lisansı kapsamında yan hizmetler piyasasını ve dengeleme güç piyasasını işletmek, gerçek zamanlı sistem güvenilirliğini izlemek, sistem güvenilirliğini ve elektrik enerjisinin öngörülen kalite koşullarında sunulmasını sağlamak üzere gerekli yan hizmetleri belirlemek ve bu hizmetleri ilgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda sağlamak,
d) Lisansı kapsamında yürüttüğü faaliyetlere ilişkin tarife tekliflerini Kurumun belirlediği ilke ve standartlar çerçevesinde hazırlamak ve Kurumun onayına sunmak,
e) Şebeke, yan hizmetler ve dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini belirleyen ilgili mevzuatın uygulanmasını gözetmek, bu amaçla gerekli incelemeleri yapmak, sonuçları hakkında Kuruma rapor sunmak ve gerekli tedbirlerin alınmasını talep etmek,
f) İletim kısıtlarını asgari seviyeye indirmek, kaliteyi artırmak ve arz güvenliğini sağlamak amacıyla iletim şebekesini planlanmak ve Kurul tarafından onaylanan planları icra etmek,
g) Gerçek ve tüzel kişilere, eşitler arasında ayrım gözetmeksizin sisteme erişim ve sistemi kullanım imkânı sağlamak,
ğ) Kurulacak olan üretim tesisinin sistemine bağlantısının mümkün olup olmadığı hakkında Kurum veya ilgili tüzel kişi tarafından istenen görüşü gerekçeleri ile birlikte kırkbeş gün içerisinde vermek,
h) Lisans sahipleri ve iletim sisteminden bağlı tüketiciler ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamak,
ı) Piyasada elektrik enerjisi üretimi, toptan satışı ve perakende satışında rekabet ortamına uygun iletim teknik alt yapısını sağlamak,
i) Kanunun 8 inci maddesinin birinci fıkrasında belirtilenler dışında, piyasada hiçbir surette kendi nam ve hesabına elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti yapmamak,
j) İletim sistemine bağlı tüm gerçek ve tüzel kişilere ait kayıtları tutmak, puant talepleri kaydetmek ve sayaç kayıtlarını izlemek,
k) İlgili mevzuat çerçevesinde, sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarları tazmin etmek,
l) Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerini yayımlamak,
m) İthalat ve ihracat faaliyetleri hakkında Kurum tarafından istenen görüşü, gerekçeleri ile birlikte Kuruma sunmak,
n) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl, 1 Nisan tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini yayımlamak,
o) (Mülga:RG-14/10/2023-32339)
ö) İthalat ve/veya ihracat yapmak isteyen tedarik şirketleri veya üretim şirketleri ile enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalamak,
p) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
r) (Ek:RG-23/12/2015-29571) TS EN ISO 9001, TS ISO 10002, TS 18001 ve TS EN ISO 14001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
s) (Ek:RG-14/10/2023-32339) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kurulumu gerçekleştirilen yardımcı kaynak ünitelerine ilişkin olarak temini, tesisi ve OSOS entegrasyonu ilgili üretim lisansı sahibi tüzel kişi tarafından sağlanan ölçüm sistemlerinden elde edilen yıllık üretim verilerini bir sonraki yılın Ocak ayının onuna kadar Kuruma, piyasa işletmecisine ve ana kaynağın hidrolik olması durumunda DSİ Genel Müdürlüğüne bildirmek,
ş) (Ek:RG-21/1/2025-32789) Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan iletim sisteminden bağlı depolamalı elektrik üretim tesislerine ait elektrik depolama ünite veya ünitelerini, SCADA üzerinden izlemek, kontrol etmek ve uzlaştırma hesaplamaları ile ilgili verileri piyasa işletmecisine bildirmek,
ile yükümlüdür.
Piyasa işletim lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 32 – (1) Piyasa işletim lisansı, sahibine; lisansı kapsamında belirtilen organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi ve bu piyasalarda gerçekleştirilen faaliyetlerin mali uzlaştırılması ile söz konusu faaliyetlere ilişkin diğer mali işlemleri yapma hakkını verir.
(2) EPİAŞ, piyasa işletim lisansı kapsamında;
a) Piyasanın gelişimi doğrultusunda görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarında yeni piyasalar kurulmasına yönelik çalışmaları yapma ve Kuruma sunma,
b) Bakanlıkça uygun görülmesi hâlinde; görev alanına giren organize toptan elektrik piyasalarının işletilmesi amacıyla oluşturulan veya ileride oluşturulabilecek uluslararası elektrik piyasalarına taraf olarak katılma, bu amaçla kurulan uluslararası elektrik piyasası işletmecisi kuruluşlara ortak veya üye olma,
c) Kurum ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşleri doğrultusunda, Sermaye Piyasası Kanununun 65 inci maddesi kapsamındaki anlaşmaların tarafı olabilme,
ç) Bakanlık ve Sermaye Piyasası Kurulunun görüşü alınmak suretiyle Kurul tarafından belirlenen ve piyasa işletim lisansı kapsamı dışında kalan diğer enerji piyasası faaliyetleri ile emisyon ticaretine ilişkin faaliyetleri yürütme,
d) Uluslararası kurum veya kuruluşlara danışmanlık ve eğitim hizmeti verme ve önceden duyurusu yapılmak koşuluyla, yurt içinde lisansı kapsamındaki faaliyetlerle ilgili eğitim verme,
hakkına sahiptir.
(3) EPİAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) TEİAŞ tarafından piyasa işletim lisansı kapsamında işletilen organize toptan elektrik piyasalarının mali uzlaştırma işlemlerini yürütmek,
b) Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini belirleyen ilgili mevzuat çerçevesinde dengesizlik hesaplamalarına dair mali uzlaştırma işlemlerini yürütmek,
c) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Gün öncesi, gün içi ve ileri tarihli fiziksel teslimat gerektiren organize toptan elektrik piyasalarının işletim ve mali uzlaştırma faaliyetini yürütmek,
ç) Kurumun belirlediği usul ve esaslar çerçevesinde piyasa işletim tarifelerini belirleyerek Kuruma sunmak,
d) Lisansı kapsamındaki işlemlerinin yürütülebilmesi için kendisine sağlanan verilerin gizli tutulmasını sağlamak ve ilgili mevzuat hükümlerinde belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde kamuoyu ile paylaşmak,
e) Elektrik enerjisi ve/veya kapasite tedarik eden lisans sahipleri ile serbest tüketicilerin kayıtlarını tutmak,
f) Lisansında belirtilen organize toptan elektrik satış piyasalarında faaliyet gösteren tüzel kişilere merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından verilecek hizmetlerin karşılığında merkezi uzlaştırma kuruluşuna ödenecek bedeli belirlemek,
g) Esas sözleşmesindeki her türlü değişiklikten önce, ilgili değişikliğe ilişkin Kurum onayı almak,
ğ) (Ek:RG-26/12/2014-29217) Kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak,
h) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmidört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002 ve TS 18001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ı) (Ek:RG-23/12/2015-29571) İşlettiği veya mali uzlaştırma işlemlerini yürüttüğü organize toptan elektik piyasalarına ilişkin piyasa izleme ve buna ilişkin raporlama faaliyetlerini ilgili mevzuat uyarınca yerine getirmek,
ile yükümlüdür.
(4) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) TEİAŞ piyasa işletim lisansı kapsamında dengeleme güç piyasası ve yan hizmetler piyasasının işletilmesi, ilgili mevzuat uyarınca izlenmesi ve raporlanması ile yükümlüdür.
Dağıtım lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 33 – (1) Dağıtım lisansı, sahibine;
a) Lisansında belirlenen dağıtım bölgesinde dağıtım faaliyetinde bulunma,
b) Kurum tarafından belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde, dağıtım faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyeti yürütme,
c) Genel aydınlatma ve dağıtım sistemi teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak amacıyla kullanılmak üzere elektrik enerjisi satın alma ile sistem teknik ve teknik olmayan kayıplarını karşılamak için sözleşmeye bağlanan enerjinin gerçekleşmeler nedeniyle fazlasını organize toptan elektrik piyasalarında satabilme,
ç) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
d) (Ek:RG-9/5/2021-31479) İlgili mevzuatta belirtilen koşullar çerçevesinde elektrik depolama tesisi kurma ve işletme,
hakkını verir.
(2) Dağıtım lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Lisansında belirlenen bölgedeki dağıtım gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin sayaçlarının kurulumu, bakımı ve işletilmesi hizmetlerini yürütmek, söz konusu bölgede yer alan sayaçları okumak ve elde edilen verileri ilgili tedarikçilerle ve piyasa işletmecisiyle paylaşmak,
b) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla mevcut kullanıcıların mülkiyetinde olan sayaçları, ilgili mevzuat çerçevesinde devralmak,
c) Lisansında belirtilen bölgedeki dağıtım sistemini, elektrik enerjisi üretimi ve satışında rekabet ortamına uygun şekilde işletmek,
ç) Kurul tarafından onaylanan yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan dağıtım tesislerinin projelerini hazırlamak, gerekli iyileştirme, yenileme ve kapasite artırımı yatırımlarını yapmak ve/veya yeni dağıtım tesislerini inşa etmek,
d) Dağıtım sistemine bağlı ve/veya bağlanacak olan tüm dağıtım sistemi kullanıcılarına ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hizmet sunmak,
e) İlgili yönetmelik hükümleri doğrultusunda yan hizmetleri sağlamak,
f) Tedarik şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için gerekli olan bilgileri, talep edilmesi halinde sağlamak,
g) İlgili yönetmelik çerçevesinde lisansına kayıtlı olan bölgeye ilişkin talep tahminlerini hazırlamak,
h) Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri doğrultusunda yatırım planlarını hazırlamak ve Kurul onayına sunmak,
ı) Dağıtım hizmetinin Kanunda öngörülen nitelikte verilmesini sağlayacak yatırımları yapmak,
i) OSB dağıtım lisansı sahibi olmayan organize sanayi bölgesinin onaylı sınırları içindeki dağıtım faaliyetini yürütmek,
j) İlgili mevzuat çerçevesinde, sistem işletmeciliğinden kaynaklanan ve elektrik enerjisinin kalitesizliğinden ve/veya kesintilerinden doğduğu tespit edilen zarar ve hasarları tazmin etmek,
k) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde her yıl, 1 Nisan tarihine kadar, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini yayımlamak,
l) Serbest tüketicileri herhangi bir tedarikçiye yönlendirmemek,
m) Serbest tüketicilerin tedarikçilerini değiştirmek istemeleri durumunda ilgili mevzuat çerçevesinde gerekli hizmet ve bilgileri sağlamak,
n) Genel aydınlatma ile teknik ve teknik olmayan kayıplarından dolayı enerji ihtiyaçlarını (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ’tan temin etmek,
o) Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde ilgili tarife tekliflerini Kuruma sunmak,
ö) Bölgesinde yürütülen perakende satış faaliyetlerinde, tüm tedarik lisansı sahibi tüzel kişilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeden dağıtım hizmeti sağlamak,
p) İletim tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
r) Dağıtım sistemine bağlı tüm gerçek ve tüzel kişilere ait kayıtları tutmak, puant talepleri kaydetmek ve sayaç kayıtlarını izlemek,
s) Kurulacak olan üretim tesisinin dağıtım sistemine bağlantısının mümkün olup olmadığı hakkında Kurum tarafından istenen görüşü gerekçeleri ile birlikte süresi içerisinde vermek,
ş) Dağıtım sistemi kayıplarını asgari seviyeye indirmek,
t) Piyasa faaliyeti gösteren diğer tüzel kişilere doğrudan ortak olmamak,
u) Piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere, ortaklık yapısında doğrudan pay sahibi olarak yer vermemek,
ü) Lisanssız elektrik üretim faaliyeti ile ilgili mevzuat kapsamında belirtilen görevleri yerine getirmek,
v) Kurulca belirlenen usul ve esaslar çerçevesinde dağıtım faaliyetiyle birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı faaliyetler hariç olmak üzere, dağıtım faaliyeti dışında başka bir faaliyetle iştigal etmemek,
y) (Ek:RG-26/12/2014-29217) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Lisans alma tarihinden itibaren yirmidört ay içerisinde OSB dağıtım lisansı sahipleri hariç olmak üzere, kurumsal bilişim sistemi ile endüstriyel kontrol sistemlerini TS ISO/IEC 27001 Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına uygun bir şekilde işletmek, TS ISO/IEC 27001 standardına uygun faaliyet gösterdiğini Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumuna ispat ederek sistemlerini belgelendirmek ve söz konusu belgelerin geçerliliğini sağlamak, TS ISO/IEC 27001’e göre kuracakları Bilgi Güvenliği Yönetim Sisteminde TS ISO/IEC 27002 Uygulama Rehberine ek olarak ISO/IEC TR 27019 rehber dokümanını da referans almak,
z) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002, TS 18001 ve TS EN ISO 14001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
aa) (Ek:RG-14/10/2023-32339) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kurulumu gerçekleştirilen yardımcı kaynak ünitelerine ilişkin olarak temini, tesisi ve OSOS entegrasyonu ilgili üretim lisansı sahibi tüzel kişi tarafından sağlanan ölçüm sistemlerinden elde edilen yıllık üretim verilerini bir sonraki yılın Ocak ayının onuna kadar Kuruma, piyasa işletmecisine ve ana kaynağın hidrolik olması durumunda DSİ Genel Müdürlüğüne bildirmek,
bb) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcının ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için toplayıcı tarafından talep edilmesi halinde toplayıcılık faaliyeti gösteren tüzel kişilere; kullanıcının sisteme bağlantı noktasından sonra olması koşulu ile sayaç, enerji analizörü gibi teçhizatın kurulumu için gerekli kolaylığı sağlamak ile portfoyünde olan ya da toplayıcı tarafından 24/3/2016 tarihli ve 6698 sayılı Kişisel Verilerin Korunması Kanunu kapsamında muvafakatname alınan kullanıcıların sayaç verilerini vermek,
ile yükümlüdür.
(3) Dağıtım şirketi, lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde, ilgili yönetmelik çerçevesinde genel aydınlatmadan ve bunlara ait gerekli ölçüm sistemlerinin tesis edilmesi ve işletilmesinden sorumludur.
(4) Dağıtım şirketi, iş ve işlemlerinde bağımsız olarak hareket etmek ve karar almak ile yükümlüdür. Dağıtım şirketini kontrol eden gerçek ve/veya tüzel kişiler, dağıtım şebekesinin işleyişine ve yönetimine müdahale edemez.
(5) Dağıtım şirketi ile dağıtım şirketiyle aynı kontrol ilişkisine sahip (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) tedarik, üretim ve görevli tedarik şirketlerinin yönetim kurulu üyesi, genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticilerin farklı kişilerden oluşturulması zorunludur. Dağıtım şirketinde görevli olan söz konusu yöneticiler, ilgili ana şirketin dağıtım ile perakende satış ve/veya üretim faaliyetlerini birlikte izlemek, koordine etmek, yönetmek, denetlemek gibi amaçlarla veya bu etkileri doğurabilecek şekilde, ilgili ana şirket bünyesinde veya kontrolünde olan şirketlerde oluşturulan; kurul, yönetim kurulu ve benzeri yapılanmalarda görev alamaz.
(6) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Dağıtım şirketinin genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticiler, aynı ortaklık yapısına sahip diğer elektrik dağıtım şirketleri dışında, elektrik piyasasına, elektrik piyasası ile ilgili hizmet veren diğer şirketlerde eş zamanlı olarak görev alamaz.
(7) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Dağıtım şirketinin lisansına kayıtlı olan bildirim adresi, faaliyette bulunduğu dağıtım bölgesi dışında bir yer olamaz.
(8) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Dağıtım şirketlerinin faaliyetlerini sürdürebilmek için ihtiyaç duydukları yönetim ve destek hizmetlerine (muhasebe, finans, hukuk, insan kaynakları ve benzeri) ait birimler, kendileri tarafından oluşturulur veya bu hizmetler, bu Yönetmeliğin 48 inci maddesi kapsamında hizmet alımı yoluyla karşılanabilir. Ancak, dağıtım şirketleri, bu hizmetlere ilişkin alımlarını, aynı ortaklık yapısına sahip diğer elektrik dağıtım şirketleri dışında, ilgili ana şirketten ve bu şirketin kontrolünde olan şirketlerden temin edemezler.
(9) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Dağıtım şirketi, görevli tedarik şirketlerinden farklı fiziksel ortam ve bilgi sistemleri altyapısı kullanarak hizmet verir.
Tedarik lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 34 – (1) Tedarik lisansı, sahibine;
a) Herhangi bir bölge sınırlaması olmaksızın serbest tüketicilerle, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapabilme,
b) Diğer lisans sahibi tüzel kişilerle elektrik enerjisi ve/veya kapasite ticareti faaliyetinde bulunma,
c) Organize toptan elektrik piyasalarında, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapma,
ç) Bakanlığın uygun görüşü doğrultusunda uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden veya ülkelere, Kurul onayı ile elektrik enerjisi ithalatı ve ihracatı faaliyetlerini yapabilme,
d) (Ek:RG-9/5/2021-31479) Lisansı kapsamında müstakil elektrik depolama tesis veya tesislerini kurma ve işletme,
hakkını verir.
(2) Tedarik lisansı, görevli tedarik şirketine, birinci fıkrada ve ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) İlgili dağıtım bölgesinde bulunan serbest olmayan tüketicilere Kurul tarafından onaylanan perakende satış tarifeleri üzerinden elektrik enerjisi satışı yapma,
b) İlgili dağıtım bölgesinde, son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi sağlama,
hakkını verir.
(3) Tedarik lisansı sahibi, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Elektrik enerjisi satışı yapılan serbest tüketiciler ile ilgili bilgileri, TEİAŞ’a veya ilgili dağıtım şirketine vermek,
b) İletim tarifesi ve/veya dağıtım tarifesine göre belirlenen bedelleri ödemek,
c) Hizmet verilen tüketiciler ile ilgili olarak, bölgesindeki dağıtım şirketinin talep ettiği bilgileri, dağıtım şirketinin ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirebilmesi için gerekli olması koşuluyla, talep tarihinden itibaren 30 gün içinde sunmak,
ile yükümlüdür.
(4) Görevli tedarik şirketi, üçüncü fıkra ve ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Lisansına kayıtlı olan dağıtım bölgesinde bulunan serbest olmayan tüketicilere Kurul tarafından onaylanan perakende satış tarifeleri üzerinden elektrik enerjisi satışı yapmak,
b) İlgili dağıtım bölgesinde, son kaynak tedarikçisi sıfatıyla elektrik enerjisi sağlamak,
c) Piyasada rekabeti kısıtlayıcı veya engelleyici etki doğuran davranış veya ilişkilere girmemek, bu tür davranış veya ilişkilerin tespiti halinde Kurulca öngörülecek tedbirlere uymak,
ç) Lisanssız elektrik üretim faaliyeti ile ilgili mevzuat kapsamında belirtilen görevleri yerine getirmek,
d) Tarife önerilerini, Kurul tarafından belirlenecek usul ve esaslara göre hazırlayarak Kurum onayına sunmak,
e) Her yıl Aralık ayı sonuna kadar gelecek beş yıl için, tahmin ettikleri elektrik enerjisi puant güç taleplerini, ihtiyaç duydukları elektrik enerjisi miktarını, bu miktarın temini için yaptıkları sözleşmeleri ve ilave enerji veya kapasite ihtiyaçlarını Kuruma bildirmek,
f) Son kaynak tedariği kapsamındaki tüketiciler için temin ettiği elektrik enerjisinin Kurul tarafından her yıl belirlenecek oranı kadarını, (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ’tan temin etmek,
g) İş ve işlemlerinde tüketicilere; ilgili dağıtım şirketinin devamı niteliğinde olduğu izlenimi verebilecek aynı marka, logo ve ana şirket unvanı gibi hususların kullanılmasından ve bu nitelikteki açıklama ve beyanlardan kaçınmak,
ğ) (Ek:RG-23/12/2015-29571) Lisans alma tarihinden itibaren yirmi dört ay içerisinde TS EN ISO 9001, TS ISO 10002 ve TS ISO/IEC 27001 standartları için Türk Akreditasyon Kurumuna akredite olmuş bir belgelendirme kurumu tarafından verilen uygunluk belgelerini Kuruma sunmak,
ile yükümlüdür.
(5) Son kaynak tedarik yükümlülüğü bulunan tedarik şirketinin lisansının sona ermesi veya iptali hâlinde, ilgili bölge için son kaynak tedarik yükümlüsü tedarik şirketi, Elektrik Piyasasında Dağıtım ve Tedarik Lisanslarına İlişkin Tedbirler Yönetmeliği çerçevesinde belirlenir.
(6) Görevli tedarik şirketleri dışındaki tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler, lisansları kapsamında serbest olmayan tüketicilere elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı yapamazlar.
(7) Tedarik lisansı, (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ’a;
a) Mevcut imtiyaz ve uygulama sözleşmeleri kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilme,
b) (Değişik:RG-9/6/2017- 30091) Elektrik enerjisi mübadele, ithalat ve ihracat anlaşmaları kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilme,
c) İlgili mevzuat kapsamında elektrik enerjisi ve kapasitesi alım ve satımına ilişkin ikili anlaşmalar yapma ve yürütme,
ç) Organize toptan elektrik piyasalarında faaliyette bulunabilme,
d) (Ek:RG-22/10/2016-29865)(Değişik:RG-16/8/2018-30511) Sekizinci fıkranın (a) ve (b) bentlerinde belirtilen yükümlülüklerin karşılanması amacıyla gerekli olan elektrik enerjisi miktarını mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda, Kanunun 26 ncı maddesinin onüçüncü fıkrası çerçevesinde yerli kömür yakıtlı elektrik üretim santrallerinden Bakanlıkça belirlenen usul ve esaslar kapsamında enerji temin etme,
hakkını verir.
(8) Tedarik lisansı kapsamında (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) EÜAŞ, ilgili mevzuatta sayılanların yanısıra;
a) Görevli tedarik şirketine, tarifesi düzenlemeye tabi olan tüketiciler için ihtiyaç duyulan elektrik enerjisinin Kurul tarafından her yıl belirlenecek oranı kadarını, toptan satış tarifesinden satmak,
b) Dağıtım şirketlerinin, genel aydınlatma ile teknik ve teknik olmayan kayıplarından dolayı ortaya çıkan enerji ihtiyaçlarını temin etmek,
c) Mevcut sözleşmeler kapsamında imzalanmış olan enerji alış ve satış anlaşmalarını yürütmek,
ç) Satın aldığı elektrik enerjisinin ortalama maliyetini ve üstlenilmiş olan diğer yükümlülükleri yansıtan toptan satış tarife önerisini Kuruma sunmak ve Kurul onayını müteakip eşit taraflar arasında ayrım gözetilmeksizin uygulamak,
d) (Ek:RG-22/10/2016-29865) (Değişik:RG-16/8/2018-30511) Bu fıkranın (a) ve (b) bentlerinde belirtilen yükümlülüklerin karşılanması amacıyla gerekli olan elektrik enerjisi miktarını mevcut sözleşmeler kapsamında karşılayamaması durumunda, Kanunun 26 ncı maddesinin onüçüncü fıkrası çerçevesinde yerli kömür yakıtlı elektrik üretim santrallerinden Bakanlıkça belirlenen usul ve esaslar kapsamında enerji temin etmek,
ile yükümlüdür.
(9) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Görevli tedarik şirketi ile görevli tedarik şirketiyle aynı kontrol ilişkisine sahip tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerin yönetim kurulu üyesi, genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticilerin farklı kişilerden oluşturulması zorunludur.
(10) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Görevli tedarik şirketinin genel müdür ve genel müdür yardımcısı unvanları ile başka unvanlarla istihdam edilseler dahi yetki ve görevleri itibarıyla genel müdür yardımcısına denk veya daha üst makamlarda imza yetkisini haiz diğer yöneticiler, aynı ortaklık yapısına sahip diğer görevli tedarik şirketleri dışında, elektrik piyasasına, elektrik piyasası ile ilgili hizmet veren diğer şirketlerde eş zamanlı olarak görev alamaz.
(11) (Ek:RG-10/3/2022-31774) Görevli tedarik şirketi, lisans kapsamında tarifesi düzenlemeye tabi faaliyetleri başta olmak üzere, faaliyetleri için ana şirket dahil, diğer şirketlerden ayrı bir internet sitesi kurmak ve işletmek ile yükümlüdür.
(12) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Görevli tedarik şirketleri dışındaki tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler, lisansına dercedilmek kaydıyla elektrik piyasasında toplayıcılık faaliyetinde bulunabilir. Bu kapsamda faaliyet gösteren tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler ayrıca bu Yönetmeliğin 34/A maddesi hükümlerine tabidir.
(13) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcılık faaliyeti lisansına dercedilmiş olan tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler, elektrik tedarik etmek üzere anlaşmalı oldukları şebeke kullanıcıları adına toplayıcılık faaliyetinde bulunamaz.
(14) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Görevli tedarik şirketi, dağıtım şirketlerinden farklı fiziksel ortam ve bilgi sistemleri alt yapısı kullanarak hizmet verir.
Toplayıcı lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
MADDE 34/A- (Ek:RG-17/12/2024-32755)
(1) Toplayıcı lisansı, lisans sahibine;
a) Portföyünde yer alan şebeke kullanıcılarının üretim ve/veya tüketim programlarını yönetme,
b) Portföyünde yer alan şebeke kullanıcılarının üretim ve/veya tüketim tesisleri için elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapma,
c) Portföyünde yer alan serbest tüketiciler için, elektrik enerjisi ve/veya kapasitesi ticareti yapabilme,
ç) Portföyünde yer alan şebeke kullanıcılarının elektrik enerjisi ve/veya kapasitesinin alınıp satılmasına ilişkin piyasa işlemlerini yürütme, yan hizmet anlaşmaları kapsamında yan hizmetlere ilişkin tedarik süreçlerine katılma,
d) Portföyünü dengelemek amacıyla lisansı kapsamında müstakil elektrik depolama tesis veya tesislerini kurma ve işletme,
hakkını verir.
(2) Toplayıcı lisansı, lisans sahibine birinci fıkrada sayılanların yanı sıra; ilgili şebeke işletmecisine başvuru yapılması ve uygun donanım ile teçhizat kullanılması suretiyle, portföyünde yer alan şebeke kullanıcılarının anlık üretim ve/veya tüketim verilerini izleyebilme, analiz etme ve raporlama hakkını verir.
(3) Toplayıcı, ilgili mevzuatta sayılanların yanı sıra portföyü kapsamında;
a) Portföyünün dengelenmesi ile dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya katılımları sonucu oluşan alacak ve borçlarının mali açıdan uzlaştırılması ile diğer hususlara ilişkin hükümlere uymak,
b) Yan hizmetler piyasasında faaliyet gösterecek olması halinde, yan hizmetler kapsamında gerekli belgelendirilmelerin yapılması ve hizmetlerin sağlanması, izlenmesi, kontrolü, incelenmesi, yapılacak ödemelerin gerçekleştirilmesi, taraflara uygulanacak yaptırımlar ve diğer hususlara ilişkin hükümlere uymak,
c) Yan hizmetler ve/veya dengeleme güç piyasasında yürüteceği faaliyetler kapsamında TEİAŞ tarafından talep edilecek teknik donanım ve verileri sağlamak,
ile yükümlüdür.
(4) Toplayıcı, portföyünde yer alan şebeke kullanıcıları adına teminat ve dengesizlik de dahil olmak üzere, ikili anlaşmalar ile organize toptan elektrik piyasaları işlemlerine ilişkin ilgili mevzuat kapsamındaki tüm yükümlülüklerin yerine getirilmesinden sorumludur.
(5) Toplayıcı, toplayıcı lisansı veya lisansına dercedilmek kaydıyla tedarik lisansı kapsamındaki toplayıcılık faaliyetine ilişkin toptan satış faaliyetinde bulunamaz. Ancak portföyünü dengelemek amacıyla yapmış olduğu alış ve satışlar bu kapsamda değerlendirilmez.
(6) Toplayıcılık faaliyeti gösteren tüzel kişilerin doğrudan ve dolaylı ortakları ile kontrolünde olan tüzel kişilerin, bu tüzel kişilerin doğrudan ve dolaylı ortaklıklarında istihdam edilen kişilerin ve bu kişilerin kontrolünde olan tüzel kişilerin ortaklık yapısında yer aldığı toplayıcı lisansı ve/veya toplayıcılık faaliyeti lisansına dercedilmiş tedarik lisansı kapsamında oluşturulan portföylerde yer alan üretim tesislerinin işletmedeki elektriksel kurulu güçleri toplamı, 17/12/2024 tarihli ve 32755 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Toplayıcılık Faaliyeti Yönetmeliği çerçevesinde belirlenen üst limit değerini geçemez.
Yükümlülüklerin ertelenmesi, askıya alınması ve kaldırılması
MADDE 35 – (1) Önlisans ve lisans sahibinin ilgili mevzuattan kaynaklanan yükümlülükleri, mücbir sebep hallerinde, etkilendikleri oranda, mücbir sebebin etkileri giderilinceye kadar, Kurul kararıyla ertelenebilir veya askıya alınabilir. Söz konusu yükümlülüklerin yerine getirilemeyeceğinin anlaşıldığı hallerde, Kurul, önlisans ve lisans sahibinin yükümlülüğünün kaldırılmasına da karar verebilir. İletim ve dağıtım faaliyetlerine ilişkin yükümlülüklerin kaldırılması talep edilemez.
(2) Bir olayın mücbir sebep hali sayılabilmesi için; olaydan etkilenen tarafın gerekli özen ve dikkati göstermiş ve tüm önlemleri almış olmasına karşın olayın önlenemeyecek, kaçınılamayacak ve öngörülemeyecek olması ve bu durumun etkilenen tarafın ilgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmesini engellemesi gerekir.
(3) Aşağıda belirtilen haller, bunlarla sınırlı olmamak kaydıyla, mücbir sebepler olarak kabul edilir:
a) Doğal afetler ve salgın hastalıklar,
b) Savaş, nükleer ve kimyasal serpintiler, seferberlik halleri, halk ayaklanmaları, saldırı, terör hareketleri ve sabotajlar,
c) Grev, lokavt veya diğer memur ve işçi hareketleri.
(4) İlgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerin ertelenmesi, askıya alınması veya kaldırılması kararının verilebilmesi için, (Ek ibare:RG-8/3/2020-31062)(1) önlisans veya lisans sahibinin;
a) Mücbir sebebin başlama tarihini ve mahiyetini,
b) İlgili mevzuat kapsamındaki yükümlülüklerine olan etkilerini,
c) Mümkün olması halinde etkilerin tahmini giderilme süresini,
içeren başvurusunu, Kuruma yazılı (Ek ibare:RG-8/3/2020-31062)(1) veya EPDK Başvuru Sistemi üzerinden elektronik olarak bildirmesi zorunludur.
(5) Bu madde kapsamındaki talepler, başvuruya ilişkin gerekli bilgi ve belgelerin tamamlanmasından itibaren altmış gün içerisinde Kurul kararı ile sonuçlandırılır.
Lisans kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin devri
MADDE 36 – (1) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibinin lisans kapsamındaki hakları Kuruldan izin almaksızın üçüncü şahıslara devir, temlik ve rehin edilemez. Kurul izni için yapılan başvuru, bu Yönetmeliğin 21 inci maddesi hükümleri uyarınca incelendikten sonra hazırlanan değerlendirme raporu Kurula sunulur ve Kurul kararı ile sonuçlandırılır.
YEDİNCİ BÖLÜM
Rüzgâr ve Güneş Enerjisine Dayalı Önlisans Başvurularına İlişkin
Ölçüm Standardı
Rüzgâr ve güneş ölçümlerine ilişkin yükümlülük
MADDE 37 – (1) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç olmak üzere rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son sekiz yıl içinde elde edilmiş en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. YEKA için yapılacak başvurular ile depolamalı elektrik üretim tesisi kapsamındaki başvurular hariç olmak üzere güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans başvurularında, tesisin kurulacağı saha üzerinde, bu Bölüm kapsamında düzenlenen şartlara uygun olarak son sekiz yıl içinde elde edilmiş, 6 ayı yerinde olmak üzere, en az bir yıl süreli ölçüm yapılması zorunludur. Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları esnasında; “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da yer alan Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ve Ölçüm Sonuç Raporu MGM veya ilgili akredite kuruluş tarafından elektronik ortamda Kuruma sunulur.
(2) Ölçüm yapılacak sahada bu Bölümde belirtilen ölçüm istasyonunun kurulması için gerekli olan sahaya ilişkin izinlerin alınması ilgili tüzel kişinin sorumluluğundadır. Bu izinler, MGM’ye veya bir Akredite Kuruluşa başvuru yapılmadan önce ilgili tüzel kişi tarafından alınacak ve başvuru dosyasına eklenecektir.
Rüzgâr ve güneş ölçümlerinin sahayı temsil etmesi
MADDE 38 – (1) Ölçüm istasyonu, rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin kurulacağı önlisans başvurusu yapılan santral sahası alanında yer almalıdır. Aynı sahaya birden fazla ölçüm istasyonu kurulmasının talep edilmesi durumunda, ölçüm istasyonlarının birbirini etkilememesi yönündeki düzenleme MGM tarafından yapılır.
Rüzgâr ve güneş ölçüm istasyonlarının yapısı
MADDE 39 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri ile ilgili olarak;
a) Ölçüm istasyonu; rüzgâr hızı sensörü, rüzgâr yönü sensörü, sıcaklık sensörü, basınç sensörü, bağıl nem sensörü ile ölçüm kayıt cihazından oluşur. Rüzgâr ölçüm direğinin yüksekliği minimum 60 metre olmalıdır. Rüzgâr ölçümleri, birisi 30 m, diğeri direğin en üst seviyesinde olmak üzere en az iki seviyede yapılacaktır. Başvuru sahibi bu iki seviyede yapılan ölçümlere ilave olarak farklı seviyelerde de rüzgâr ölçümü yapabilir. Basınç, sıcaklık ve nem ölçümleri ise en az 3 metre yükseklikte yapılacaktır. Başvuru sahibi basınç, sıcaklık ve nem ölçümlerini en az 3 metre yükseklikte yapılan ölçümlere ilave olarak farklı seviyelerde de yapabilir.
b) Yapılan ölçümler, ölçüm verileri üzerinde değişikliğe sebep olacak herhangi bir müdahale olmaksızın çevrimiçi olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa iletilecektir. Veri iletimi, günün belli bir saatinde veri kayıt cihazı tarafından MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun belirleyeceği e-posta adresine veya terminale otomatik olarak gönderilir.
c) Kayıt edilen tüm ölçüm verileri, belli zaman aralıklarında veya ölçüm süresinin sonunda, verileri değiştirecek herhangi bir müdahale olmaksızın orijinal olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa elektronik ortamda sunulacaktır. Bu kapsamda sunulacak verilerin doğruluğundan ve güvenilirliğinden başvuru sahibi sorumludur.
(2) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri ile ilgili olarak;
a) Güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında aşağıdaki esaslar doğrultusunda ölçüm verileri bulundurulur:
1) Önlisans başvurusu kapsamındaki tesisin kurulacağı alandaki güneş ölçüm istasyonunda TS ISO 9060 veya ISO 9060 standardına uygun güneş radyasyon ölçüm sensörü (piranometre) ve güneşlenme süresi sensörü kullanılır. Ölçüm istasyonunda ayrıca sıcaklık sensörü, bağıl nem sensörü, rüzgâr hızı ve rüzgâr yönü sensörü ile ölçüm kayıt cihazı bulunur.
2) 2 ila 5 metre arasında bir yükseklikte kurulan piranometre ile yeryüzünün yatay düzlemindeki bir metrekaresine gelen toplam güneş radyasyonu ölçülür ve dakikalık veya on dakikalık bazda kayıt edilir.
3) 2 ila 5 metre arasında bir yükseklikte kurulan güneşlenme süresi sensörü ile dakikalık olarak yapılan ölçümlerden saatlik toplamlar kaydedilir.
4) Ölçüm istasyonunda kullanılan güneş ölçüm sensörlerinin TS ISO 9060 veya ISO 9060 standardına uygunluk belgesi, güncel kalibrasyon sertifikası ve benzeri belgeler başvuru dosyasında yer alır.
b) Yapılan ölçümler, ölçüm verileri üzerinde değişikliğe sebep olacak herhangi bir müdahale olmaksızın çevrimiçi olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa iletilecektir. Veri iletimi, günün belli bir saatinde veri kayıt cihazı tarafından MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun belirleyeceği e-posta adresine veya terminale otomatik olarak gönderilir.
c) Kayıt edilen tüm ölçüm verileri, belli zaman aralıklarında veya ölçüm süresinin sonunda, verileri değiştirecek herhangi bir müdahale olmaksızın orijinal olarak MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa elektronik ortamda sunulacaktır. Bu kapsamda sunulacak verilerin doğruluğundan ve güvenilirliğinden başvuru sahibi sorumludur.
(3) Bu Bölüm hükümleri kapsamında MGM’ye veya ilgili Akredite Kuruluşa sunulan veriler ile ticari sır niteliğinde olan bilgilerin saklanması ve korunması, MGM’nin veya ilgili Akredite Kuruluşun sorumluluğundadır.
Rüzgâr ve güneş ölçümlerine başlama
MADDE 40 – (1) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da yer alan Rüzgâr Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu ile Güneş Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporunu onaylama yetkisi yerinde inceleme yapılması kaydıyla MGM’de veya ilgili akredite kuruluşta olup raporun onaylandığı tarih, rüzgâr veya güneş ölçümüne başlama tarihi olarak kabul edilir.
(2) Rüzgâr Ölçüm Sonuç Raporu ile Güneş Ölçüm Sonuç Raporu, MGM veya ilgili Akredite Kuruluş ile önlisans başvurusunda bulunacak tüzel kişi tarafından müştereken onaylanır.
Rüzgâr ve güneş ölçüm süresi
MADDE 41 – (1) Rüzgâr veya güneş ölçüm istasyonunda, 37 nci maddenin birinci fıkrası kapsamında en az bir yıllık ölçüm yapılması zorunludur.
(2) Bir yıllık ölçüm süresi içerisinde, işletme ve/veya bakım veya sair nedenlerle veri kaybı yüzde 20’den daha fazla olamaz. Veri kaybının yüzde 20’ye kadar olduğu durumlarda kayıp veriler, mevcut veriler veya faaliyet alanını temsil edebilecek ve MGM tarafından belirlenecek bir veya birkaç meteoroloji istasyonu verilerinden faydalanılarak istatistiksel veri tamamlama yöntemlerinden birisi (enterpolasyon ve benzeri) kullanılarak elde edilir.
(3) Ölçüm verilerinden anormal olduğu değerlendirilen veriler için de yüzde 20’lik kayıp veri sınırının içinde kalmak kaydıyla, istatistiksel veri tamamlama yöntemlerinden birisi (enterpolasyon ve benzeri) kullanılabilir.
Rüzgâr ölçüm verilerinin kayıt yapısı
MADDE 42 – (1) Rüzgâr ölçüm istasyonlarında beş saniye veya daha kısa sürelerde ölçülen/hesaplanan;
a) Rüzgâr hızı için ortalama, standart sapma, minimum ve maksimum,
b) Rüzgâr yönü için ortalama ve standart sapma,
c) Diğer parametreler için ortalama, minimum ve maksimum
bir veya on dakikalık aralıklarla kayıt edilir.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Mali Hükümler
Lisans bedelleri
MADDE 43 – (1) Piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin Kurum hesabına yatırmak zorunda oldukları ve bir sonraki yıl için geçerli olacak önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedelleri, her yılın Aralık ayının sonuna kadar Kurul tarafından belirlenerek Resmî Gazete’de yayımlanır ve Kurum internet sayfasında duyurulur.
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Önlisans ve lisans alma bedelleri faaliyet konularına ve/veya faaliyet büyüklüğüne göre maktu olarak, yıllık lisans bedelleri ise faaliyet konularına ve üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan veya perakende satışı, depolanması gerçekleştirilen elektrik enerjisi miktarına göre nispi olarak belirlenir ve bu Yönetmelik hükümlerine göre ödenir.
(3) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) Önlisans ve lisans alma, lisans yenileme, önlisans ve lisans sureti çıkartma ile önlisans ve lisans tadili bedelleri peşin olarak ödenir. Aynı dilekçeyle veya elektronik ortamda aynı gün yapılan başvurularda farklı konuların bulunması halinde, söz konusu başvuru kapsamında Kurul ve ilgili ana hizmet birimi tarafından ayrı ayrı sonuçlandırılacak tadiller için ayrı tadil bedelleri alınır.
(4) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için, üretim tesisinin (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) kısmen veya tamamen kabulünün yapıldığı ilk tarihten itibaren ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedeli alınmaz.
(5) İlk yıllık lisans bedeli,
a) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Üretim lisansları açısından, üretim tesisinin (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) kısmen veya tamamen kabulünün yapıldığı tarih ile o yıl 31 Aralık tarihine kadar üretilen elektrik enerjisi miktarına göre hesaplanır. Takip eden yıllar için ise yıllık lisans bedeli, bir önceki yılda üretilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır.
b) Diğer lisanslar açısından, lisans alma tarihi ile o yıl 31 Aralık tarihine kadar, ilgili lisans çerçevesinde faaliyete konu edinilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır. Takip eden yıllar için ise yıllık lisans bedeli, bir önceki yılda ilgili lisans çerçevesinde faaliyete konu edinilen elektrik enerjisi miktarı üzerinden hesaplanır.
(6) Üretim tesisi, geçici kabulün yapıldığı tarihte tamamlanmış olur.
(7) Yıllık lisans bedelleri;
a) Üretim lisansları için her yılın Şubat, Haziran ve Ekim aylarının,
b) Tedarik (Ek ibare:RG-17/12/2024-32755) ve toplayıcı lisansları için her yılın Mart, Temmuz ve Kasım aylarının,
c) Dağıtım lisansları için her yılın Nisan, Ağustos ve Aralık aylarının,
ç) TEİAŞ’ın iletim lisansı ve piyasa işletim lisansı ile EPİAŞ’ın piyasa işletim lisansı için Ocak, Mayıs ve Eylül aylarının,
ilk beş iş günü içerisinde üç eşit taksitte Kurum hesabına yatırılır.
(8) Yıllık lisans bedellerinin ödenmesi gereken süre içerisinde Kurum hesabına yatırılmaması durumunda; ödenmesi gereken tutara 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranı uygulanır.
(9) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır. Bu hüküm, kısmi işletmede olan üretim tesisleri için işletmede olmayan ve süre uzatımına konu olan kurulu güç miktarı, kapasite artışları bakımından da kapasite artış miktarı dikkate alınarak uygulanır. Önlisans süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde önlisans alma bedelinin tamamı tadil bedeli olarak alınır.
(10) (Değişik:RG-23/8/2019-30867) Değerlendirmeye alınmış olan önlisans ve lisans başvuruları ile anılan önlisans ve lisansların tadil başvurularının reddedilmesi veya söz konusu başvurulardan vazgeçilmesi halinde, Kuruma ödenmiş olan önlisans veya lisans alma bedelleri ile tadil bedelleri iade edilmez.
(11) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisansının sona erdirilmesi talebi uygun bulunan tüzel kişi, ikinci fıkra kapsamında ödenmesi gereken yıllık lisans bedelinin ödendiğine ilişkin belgeyi, ilgili Kurul kararında belirtilen süre içerisinde Kuruma sunmakla yükümlüdür.
(12) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Mevzuatın değişikliklerinin ve mevzuat uygulamalarının gerektirdiği tadiller için önlisans ve lisans tadil bedeli alınmaz.
(13) (Ek:RG-24/2/2017-29989) Önlisans veya lisans alma bedelleri ile tadil bedellerinde, başvuruya ilişkin bilgi ve belgelerin tam ve eksiksiz olarak Kuruma sunulduğu tarihte geçerli bedeller esas alınır.
(14) (Ek:RG-9/7/2019-30826) Bir tüzel kişinin sahibi olduğu önlisanslarda ve/veya lisanslarda yer alan ortak hükümlere ilişkin tadil talepleri için aynı başvuruda olması kaydıyla tek lisans tadil bedeli alınır.
(15) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi ile birleşik elektrik üretim tesisi için lisans bedelleri ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden birlikte değerlendirilir.
(16) (Ek:RG-14/5/2020-31127) 57 nci maddenin ikinci fıkrası kapsamında; onay alınması gerektiği halde onay alınmadan gerçekleştirilen ya da onay verilen veya onaya tabi olmayan ortaklık yapısı değişiklikleri kapsamında yapılması gereken lisans tadil başvurularının; onay alınması gerektiği halde onay alınmadan gerçekleştirilen ortaklık yapısı değişiklikleri için değişikliğin gerçekleştiği takvim yılı içinde, diğerleri için ilgili hükümde belirlenen sürelerin bittiği takvim yılı içinde başvuru yapılması halinde tadil bedeli üç kat, sonraki her bir takvim yılı için ilave bir kat olarak uygulanır. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) 57 nci maddenin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında; pay değişikliklerine ilişkin bildirim yükümlülüğünün belirlenen süre içerisinde yerine getirilmemesi halinde de söz konusu tadil bedeli kadar bir bedel uygulanır.
(17) (Ek:RG-14/5/2020-31127) 59 uncu maddenin onuncu fıkrası kapsamında ilgili tüzel kişinin kendisine tanınan süre içerisinde birleşme veya bölünme işlemini tamamlaması ancak yükümlülüklerini süresi içinde tamamlamaması halinde lisans alma bedeli bir katı artırılarak uygulanır.
(18) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde; önlisans süresinin uzatılması ile üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılması kapsamındaki tadillerde lisans tadil bedellerinin belirlenmesinde, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesi kurulu gücü toplanarak birlikte değerlendirilir.
(19) (Ek:RG-19/11/2022-32018) (Değişik ibare:RG-17/12/2024-32755) Tedarik lisansı veya toplayıcı lisansına eklenecek her bir müstakil elektrik depolama tesisi için ayrı tadil bedeli alınır.
(20) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerin elektrik piyasasında toplayıcılık faaliyeti yürütmek üzere Kuruma yapmış oldukları lisans tadil başvurusu kapsamında, içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan toplayıcı lisansı alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır.
(21) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması ile ilgili olarak;
a) 17 nci maddenin ikinci fıkrası gereği doksan gün içerisinde ilgili kuruma başvuru yapılmadığının tespiti halinde, ilgili tüzel kişiden tadil bedelinin üç katı kadar bir bedel alınır.
b) 24 üncü madde kapsamında yapılacak tadil işlemleri gereği kırk beş gün içerisinde ilgili kuruma başvuru yapılmadığının tespiti halinde, lisans tadil bedeli üç kat olarak uygulanır.
Hesapların ayrıştırılması ve çapraz sübvansiyon yasağı
MADDE 44 – (1) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet gösteren tüzel kişiler;
a) Tarifesi düzenlemeye tabi her faaliyet ve bu faaliyetin lisansı kapsamında sınırlandığı her bölge için,
b) Piyasa faaliyeti ile birlikte yürütülmesi verimlilik artışı sağlayacak nitelikteki piyasa dışı bir faaliyetin yürütülmesi halinde, piyasa dışı faaliyet için,
ayrı hesap ve kayıt tutmakla yükümlüdür.
(2) Görevli tedarik şirketi, perakende satış faaliyeti ile perakende satış hizmeti için ayrı hesap tutar ve bu hesaplar arasında çapraz sübvansiyon yapamaz.
(3) Görevli tedarik şirketi, hesaplarını Kurul tarafından onaylanan Elektrik Dağıtım Sektörü Düzenleyici Hesap Planına uygun olarak tutmakla yükümlüdür.
(4) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi;
a) Müessesesi, bağlı ortaklığı, iştiraki veya ortağının kendisi ile,
b) Aynı holding ya da şirketler topluluğu çatısı altında yer alan başka bir şirketle,
c) Piyasa faaliyetleri arasında,
ç) Piyasa faaliyetleri ile piyasa dışı faaliyetleri arasında,
çapraz sübvansiyon tesis edemez.
Teminatın iadesi ve irat kaydedilmesi
MADDE 45 – (Başlığıyla Birlikte Değişik:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans başvurularında, 12 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat,
a) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Aşağıdaki hallerde ilgili tüzel kişiye iade edilir:
1) (b) bendinin (6) numaralı alt bendi hükmü saklı kalmak üzere, önlisans başvurusundan vazgeçilmesi veya önlisans başvurusunun reddedilmesi.
2) Önlisansın, önlisans sahibi tüzel kişiden kaynaklanmayan bir nedenle sona ermesi veya erdirilmesi.
b) Aşağıdaki hallerde irat kaydedilir:
1) Önlisans sahibinin 20 nci maddede belirtilen süre içerisinde üretim lisansı başvurusunda bulunmaması.
2) Önlisans sahibinin, önlisans süresinde yerine getirmesi gereken yükümlülüklerini süresi içerisinde yerine getirmemesi.
3) Bu fıkranın (a) bendinin (2) numaralı alt bendinde belirtilen durumlar dışında, önlisansın, önlisans sahibi tüzel kişinin talebiyle sona ermesi veya Kurul kararıyla iptal edilmesi.
4) 21 inci madde kapsamında lisans başvurusunun yapılmamış sayılmasına karar verilmesi.
5) Lisans başvurusu değerlendirmeye alındıktan sonra başvurudan vazgeçilmesi veya mücbir sebep halleri ile başvuru sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında bir sebeple başvurunun reddedilmesi.
6) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında TEİAŞ tarafından yapılan yarışma sonucunda bağlantı hakkını elde eden tüzel kişilerin mücbir sebep halleri ile başvuru sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında bir sebeple önlisans başvurusundan vazgeçmesi veya önlisans başvurusunun reddedilmesi.
7) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisansın mücbir sebep halleri dışında sona erdirilmesi veya Kurul Kararı ile iptal edilmesi.
(2) Lisans başvurularında, 20 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat aşağıdaki hallerde iade edilir:
a) Lisans başvurusundan vazgeçilmesi veya başvurunun reddedilmesi halinde.
b) Lisansa konu üretim tesisinin;
1) Tamamının geçici kabulünün yapıldığının tevsiki halinde,
2) Geçici kabulü yapılmayan kısım için 20 nci madde uyarınca belirlenen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydıyla, kısmi geçici kabulünün yapıldığının tevsiki halinde.
(3) (Değişik:RG-24/2/2017-29989) Üretim lisansları ile ilgili olarak, 20 nci madde kapsamında Kuruma sunulan teminat, mücbir sebep halleri ile lisans sahibinden kaynaklanmayan haklı sebepler dışında;
a) Üretim tesisinin lisansta belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması,
b) Üretim tesisinin kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi,
c) Lisansın, üretim tesisinin geçici kabulü yapılmadan önce herhangi bir nedenle iptal edilmesi,
d) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesislerinde, kurulması taahhüt edilen elektrik depolama ünitesinin lisansında belirlenen sürede kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi,
halinde irat kaydedilir. Bu fıkra hükümleri YEKA için verilen üretim lisansları bakımından sadece mücbir sebep halleri dikkate alınarak uygulanır.
(4) Önlisans veya lisansa derç edilmiş bulunan kurulu gücün düşürülmesi suretiyle önlisans veya lisansın tadil edilmesinin talep edilmesi halinde;
a) Tadil talebinin gerekçesinin mücbir sebep ya da gerekçeleri Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında bulunması durumunda, tadil sonucunda önlisans veya lisansa derç edilecek kurulu güce karşılık gelen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydı ile mevcut teminat iade edilir.
b) (a) bendinde belirtilen haller dışında, Kuruma sunulmuş bulunan teminat önlisans süresince veya üretim tesisinin geçici kabulü yapılıncaya kadar iade edilmez.
(5) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen önlisans veya üretim lisansına derç edilmiş kurulu gücün düşürülmesi suretiyle önlisans veya üretim lisansının tadil edilmesinin talep edilmesi halinde, tadil talebinin gerekçesinin mücbir sebepler kapsamında bulunması durumunda, tadil sonucunda önlisans veya üretim lisansına derç edilecek kurulu güce karşılık gelen tutarda yeni teminatın Kuruma sunulması kaydı ile mevcut teminat iade edilir. Bunun dışındaki hallerde teminatın kurulu güç düşümüne konu kısmı irat kaydedilir. YEKA için verilen önlisans ve üretim lisansları için dördüncü fıkra hükümleri uygulanmaz.
(6) (Ek:RG-8/3/2020-31062)(1) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisinde yardımcı kaynağa dayalı olarak kurulan ünitenin, ana kaynağa dayalı ünite işletmeye geçmeden önce işletmeye geçmesi halinde; yardımcı kaynağa dayalı ünite için Kuruma sunulan teminat, ana kaynağa dayalı ünite işletmeye geçinceye kadar iade edilmez.
(7) (Ek:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi için önlisans başvuru aşamasında Kuruma sunulan teminat, lisans alınıncaya kadar iade edilmez. Depolamalı elektrik üretim tesisinin elektrik depolama ünitesine ilişkin lisans başvurusunda sunulan teminat, söz konusu elektrik depolama ünitesinin tamamı işletmeye geçinceye kadar iade edilmez.
Kamulaştırma, irtifak hakkı tesisi, kullanma izni veya kiralama
MADDE 46 – (Değişik:RG-9/5/2021-31479)
(1) Önlisans ve üretim lisansı sahibi özel hukuk tüzel kişisi, faaliyetiyle doğrudan ilgili olarak;
a) Kamulaştırma işlemleri,
b) İrtifak hakkı tesisi,
c) Kullanma izni,
ç) Kiralama yapılması,
d) Hazineye ait taşınmazlar dışındaki kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazların devir kararının alınması,
e) Mera tahsis amacı değişikliği,
talebiyle Kuruma başvurabilir. YEKA için verilen önlisans ve üretim lisanslarında YEKA Yönetmeliği kapsamında kurulacak fabrika, AR-GE tesisleri ve benzeri için bu fıkra kapsamında talepte bulunulamaz.
(2) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesinde kurulan elektrik depolama ünitesi ile üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama üniteleri dahil, elektrik piyasasında üretim faaliyetinde bulunan önlisans veya lisans sahibi özel hukuk tüzel kişilerinin, önlisans ve lisansa konu faaliyetleri için gerekli olan ve kişilerin özel mülkiyetinde bulunan taşınmazlara ilişkin kamulaştırma talepleri Kurum tarafından değerlendirilir ve uygun görülmesi hâlinde Kurul tarafından karar alınır. Söz konusu karar çerçevesinde gerekli kamulaştırma işlemleri Kanunun 19 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde sonuçlandırılır. Müstakil elektrik depolama tesisleri ile bu tesislerin bağlantısına ilişkin tesisler için arazi edinimi veya kullanım hakkı tesisine ilişkin Kanunun 19 uncu maddesi hükümleri uygulanmaz.
Tesis varlıklarını teminat altına alma zorunluluğu
MADDE 47 – (1) Lisans sahibi tüzel kişiler, gerçekleştirdikleri faaliyet ile ilgili tesis varlıklarını faaliyet türlerine göre muhtemel risklere karşı korumak amacıyla teminat altına almakla yükümlüdür.
(2) Bu kapsamda lisans sahibi tüzel kişilerin üretim, iletim ve dağıtım tesislerini; doğal afetler, yangın, kaza, hırsızlık, üçüncü şahıslara karşı mali sorumluluk, terör ve sabotaj tehlikelerine karşı teminat altına almaları zorunludur.
(3) Teminat uygulaması;
a) Elektrik iletim tesisleri için TEİAŞ,
b) Elektrik dağıtım tesisleri için TEDAŞ,
c) EÜAŞ bünyesindeki üretim tesisleri, Bağlı Ortaklıklar ile EÜAŞ’ın işletme hakkı devri yoluyla devrettiği üretim tesisleri için EÜAŞ,
tarafından ayrı ayrı hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanan usul ve esaslar çerçevesinde gerçekleştirilir. Hazırlanan usul ve esaslarda teminat altına alma şekli, uygulanacak teminat bedeli, muafiyet gibi maliyete etki edecek unsurlara yer verilir.
(4) Lisans sahibi tüzel kişiler diğer tehlikeleri de teminat altına alabilirler. Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişilerin, ikinci fıkrada belirtilen tehlikeler dışındaki tehlikeleri teminat altına almalarından kaynaklanan maliyetleri tarifelere yansıtabilmeleri Kurul onayıyla mümkündür.
(5) Uluslararası anlaşmalar kapsamında kurulan üretim tesisleri için, ilgili anlaşmada söz konusu tesisin teminat altına alınmasının öngörülmüş olması halinde, bu madde hükmü söz konusu tesislere uygulanmaz.
Hizmet alımı
MADDE 48 – (1) Lisans sahibi tüzel kişiler, lisansları kapsamındaki faaliyetlerle ilgili olarak hizmet alımı yapabilirler.
(2) Dağıtım şirketleri, lisansları kapsamındaki faaliyetlerle ilgili olarak;
a) Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, her yıl, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin belirlenmesi,
b) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) SCADA’nın işletilmesi ile ilgili mevzuat uyarınca proje onayı ve kabul işlemleri, üretim ve tüketim tesislerinin dağıtım sistemine bağlantısı ile ilgili görüşlerin verilmesi ve 21/12/2012 tarihli ve 28504 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Dağıtımı ve Perakende Satışına İlişkin Hizmet Kalitesi Yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerin yerine getirilmesi,
c) Yapım işleri ile mal ve hizmet alımı işlerinde, ihale dokümanlarının hazırlanması ve tekliflerin değerlendirilmesi gibi yüklenici ve/veya tedarikçi ile sözleşme imzalanmasına kadar olan sürece ilişkin işlemlerin yapılması,
ç) Tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri (Ek ibare:RG-10/3/2022-31774) ve tahsilat işlemleri dışında, (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) kullanıcı hizmetleri merkezlerinin iş ve işlemleri,
konularında hizmet alımı yapamaz.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Görevli tedarik şirketleri;
a) Faturalandırma ve tahsilat işlemleri ile tüketici hizmetleri merkezlerinin tüketicilere yönelik çağrı hizmetleri için,
b) Nüfusu elli binin altında olan ilçelerde tüketici hizmetleri merkezlerinin tüm faaliyetleri için,
hizmet alımı yapabilirler. Görevli tedarik şirketleri hizmet alımına ilişkin uygulamasını, her yıl, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan nüfus sayılarını esas alarak takip eden yılın sonuna kadar bu fıkra hükmüne uygun hale getirir.
(4) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri, bu madde kapsamındaki hizmet alımlarını dağıtım ve perakende satış faaliyetlerinin hukuki ayrıştırması çerçevesinde belirlenen ve bu Yönetmelik ile ilgili diğer mevzuatta yer alan düzenlemelere aykırı olmamak koşuluyla yapabilirler.
(5) Bu madde kapsamında düzenlenen hizmet alımı, ilgili lisans sahibi tüzel kişinin lisanstan kaynaklanan yükümlülüklerinin devri anlamına gelmez.
DOKUZUNCU BÖLÜM
Diğer Hükümler
Görüş talebi
MADDE 49 – (1) İlgili mevzuatın uygulanmasında ortaya çıkan belirsizliklerin ya da yorum farklılıklarının giderilmesi amacıyla Kuruma başvurulabilir.
Piyasa kısıtı
MADDE 50 – (1) Herhangi bir gerçek veya özel sektör tüzel kişisinin kontrol ettiği üretim şirketleri aracılığıyla üretebileceği toplam elektrik enerjisi üretim miktarı, bir önceki yıla ait yayımlanmış Türkiye toplam elektrik enerjisi üretim miktarının yüzde yirmisini geçemez.
(2) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Tedarik lisansı sahibi özel sektör tüzel kişilerinin, üretim lisansı sahibi tüzel kişilerden, ithalat faaliyetinde bulunan diğer tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerden ve ithalat kapsamında satın alacağı elektrik enerjisi miktarı toplamı, bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez. Ayrıca, söz konusu özel sektör tüzel kişilerinin nihai tüketiciye satışını gerçekleştireceği elektrik enerjisi miktarı da bir önceki yıl ülke içerisinde tüketilen elektrik enerjisi miktarının yüzde yirmisini geçemez. Ancak görevli tedarik şirketinin lisanssız elektrik üretimine ilişkin ilgili mevzuat kapsamında satın almakla yükümlü olduğu enerji miktarı, bu oranların hesabında dikkate alınmaz.
(3) Kanunun geçici 7 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamındaki lisans sahipleri, bir takvim yılı içinde lisanslarına kayıtlı olan yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının en fazla yüzde yirmisini piyasada satabilir. Arz güvenliği açısından ihtiyaç duyulacak hâllere münhasır olmak üzere, bu oran Bakanlık görüşü alınarak Kurul tarafından artırılabilir. Ancak bu fıkra kapsamında lisans verilen tüzel kişilerden yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretimi yapan tüzel kişilerce dengeleme ve/veya acil durumların giderilmesi amaçlı yük alma ve yük atma talimatları sonucu sisteme verilen fazla ve üretilmeyen eksik elektrik enerjisi miktarları, söz konusu oranın hesabında dikkate alınmaz.
Dolaylı pay sahipliği
MADDE 51 – (1) Ortaklık yapısında en az bir tüzel kişi ortağın varlığı halinde dolaylı pay sahipliği ilişkisine bakılır. Dolaylı pay sahipliğinin tespitinde aşağıdaki esaslar uygulanır;
a) Bir tüzel kişinin dolaylı pay sahipliği oranının tespitinde söz konusu tüzel kişinin beyanı esas alınır.
b) Bir gerçek kişiye ait dolaylı pay sahipliğinin belirlenmesinde, bu gerçek kişi ile eşi ve çocuklarına veya bu kişilerin ayrı ayrı veya birlikte sermayesini veya yönetimini kontrol ettikleri ortaklıklara ait paylar birlikte dikkate alınır. Tüzel kişiye ait dolaylı pay sahipliğinin belirlenmesinde de tüzel kişiye ait paylar ile bu kişinin sermayesini veya yönetimini kontrol ettikleri ortaklıklara ait paylar birlikte hesaplanır.
c) (Mülga:RG-14/5/2020-31127)
(2) Kamu iktisadi teşebbüsleri ve bağlı ortaklıklarında dolaylı pay sahipliği ilişkisi aranmaz.
Raporlama
MADDE 52 – (1) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Üretim faaliyeti göstermek üzere lisans almış tüzel kişiler, lisanslarına dercedilen tesis toplam kurulu gücünün tamamının kabulü yapılana kadar gerçekleştirdikleri faaliyetler hakkında Kuruma her yılın Temmuz ve Ocak ayları içerisinde sırasıyla yılın ilk ve ikinci yarısındaki gerçekleşmeleri Kurumca belirlenen şekle uygun ilerleme raporunda sunmakla yükümlüdür. Söz konusu yükümlülük; lisansın verildiği tarih ile bu tarihi takip eden ilk ilerleme raporu dönemi arasının 90 günden fazla olması halinde içinde bulunulan dönemde, aksi takdirde bir sonraki dönemde başlar.
(3) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Kurum tarafından talep edilmesi halinde dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri, hukuki ayrıştırma çerçevesinde bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat kapsamında öngörülen düzenlemelere uygunluk sağlamak için aldıkları tedbirleri, kanıtlayıcı bilgi ve belgeleri ile birlikte, Kurum tarafından belirlenen formata uygun olarak Kuruma bildirmekle yükümlüdür. Kurum tarafından yıl içerisinde yapılan izleme faaliyetleri ile söz konusu bildirimler birlikte değerlendirilerek, ihtiyaç olması halinde hukuki ayrıştırmanın etkin bir şekilde uygulanması için alınması gereken ek tedbirler Kurula sunulur.
(4) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibi tüzel kişiler, faaliyetlerine ilişkin Kuruma yapacakları bildirimleri 27/5/2014 tarihli ve 29012 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Yönetmeliği hükümlerine göre yapar.
İzleme
MADDE 53 – (1) Elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüzel kişilerin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının izlenmesi Kurum tarafından yapılır. Kurum tarafından yapılacak izlemeye ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.
İnceleme ve denetim
MADDE 54 – (1) Elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüzel kişilerin Kanun kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının inceleme ve denetimi Kurum tarafından yapılır.
(2) Kurum, birinci fıkra kapsamındaki inceleme ve denetim yükümlülüğü ile ilgili olarak, sonuçları itibarıyla Kurum açısından bağlayıcı olmayacak ve yaptırım içermeyecek şekilde inceleme, tespit ve raporlama yapmak üzere yetkilendireceği şirketlerden ilgili mevzuata uygun bir şekilde hizmet satın alabilir.
(3) Kanun kapsamında tanımlanan elektrik dağıtım şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının periyodik inceleme ve denetimi, Bakanlık tarafından yapılır. Ancak, periyodik inceleme ve denetim dışında, Kurum tarafından gerekli görülmesi halinde, Kanunun 9 uncu ve 16 ncı maddeleri çerçevesinde, dağıtım şirketlerinin ilgili mevzuat kapsamındaki faaliyetleri ile uygulamalarının inceleme ve denetimi, Kurum tarafından yapılabilir.
Gizlilik
MADDE 55 – (1) Kurum, yayımlanması halinde önlisans veya lisans sahibinin ticari ilişkilerine zarar verebilecek bilgi veya belgeleri;
a) Adli mercilerin,
b) Bilgi Edinme Değerlendirme Kurulunun,
kararları hariç olmak üzere, açıklayamaz.
(2) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler; piyasada faaliyet gösteren önlisans veya lisans sahibi diğer tüzel kişiler, bunların müşterileri veya tedarikçileri hakkında, piyasa faaliyetleri veya başka bir yolla sahip oldukları ve açıklandığı takdirde ticari ilişkilere zarar verebilecek;
a) Gizli rekabet bilgileri,
b) Ticari sırlar,
gibi bilgileri gizli tutmak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları olan tüzel kişiler dahil, üçüncü şahıslara açıklamamakla yükümlüdür.
(3) Lisansı sona eren veya lisansı iptal edilen bir tüzel kişi, ticari ilişkileri nedeniyle elde etmiş olduğu diğer tüzel kişilere ait ikinci fıkra kapsamındaki bilgileri, beş yıl süreyle gizli tutmakla yükümlüdür.
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 56 – (1) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile ilgili tüzel kişilerin, bağlantı ve sistem kullanım anlaşması hükümlerinin uygulanması veya anlaşma hükümlerinde yapılacak değişiklikler üzerinde mutabakata varamamaları halinde oluşan ihtilafların çözümü için öncelikle Kuruma başvuruda bulunabilirler. Söz konusu başvuru, Kurul tarafından ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda ve başvuru tarihinden itibaren altmış gün içerisinde sonuçlandırılır.
(2) Bir acil durum bildiriminde, TEİAŞ’ın piyasa işleyişine acil durumun gerektirdiğinden daha fazla müdahale ettiği ve/veya alınan önlemleri gereğinden daha fazla süreyle uyguladığını ileri süren lisans sahibi bir tüzel kişi öncelikle TEİAŞ’a başvuruda bulunur. TEİAŞ’a yapılan başvuruya otuz gün içerisinde cevap verilmemesi veya verilen cevabın söz konusu şikayetleri gidermemesi durumunda tüzel kişi Kuruma başvurabilir.
(3) Kurul, Mevcut Sözleşmelere ilişkin olarak, Kanun hükümleri uyarınca rekabetçi piyasaya geçişi kolaylaştıracak hususlarda, taraflarca değerlendirilmek üzere değişiklik önerilerinde bulunabilir ve mevcut sözleşmelerin ihtilafların halline ilişkin hükümlerini ihlal etmemek kaydıyla, bu sözleşmelere ilişkin herhangi bir resmi ihtilaf halli sürecinin başlatılmasından önce, ihtilafların halli için arabuluculuk yapabilir.
(4) (Ek:RG-17/12/2024-32755) Toplayıcılık faaliyeti kapsamında, toplayıcı lisansı sahibi veya tedarik lisansı sahibi tüzel kişiler ile söz konusu tüzel kişilerin portföylerinde yer alan şebeke kullanıcıları arasında doğan anlaşmazlıklar, özel hukuk hükümleri çerçevesinde çözüme kavuşturulur.
Pay devirleri
MADDE 57 – (1) (Değişik:RG-15/12/2017-30271) Lisans alınıncaya kadar veraset ve iflas nedenleri dışında önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısının doğrudan veya dolaylı olarak değişmesi, paylarının devri veya payların devri sonucunu doğuracak iş ve işlemler yapılamaz. Bu hüküm;
a) Halka açık olan payları ile sınırlı olmak üzere, halka açık tüzel kişilere ve halka açık tüzel kişi ortağı bulunan tüzel kişinin, söz konusu ortağının halka açık olan paylarından kaynaklanan ortaklık yapısı değişikliklerine,
b) Uluslararası antlaşmalar kapsamında kurulması öngörülen tesisler için önlisans verilen tüzel kişilere,
c) Önlisans sahibi bir tüzel kişinin ortaklık yapısında, yurt dışında kurulmuş olan ortakların ortaklık yapılarında oluşan değişiklikler sebebiyle gerçekleşen dolaylı pay sahipliği değişikliklerine,
ç) Önlisans sahibi tüzel kişi ile bu tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı tüzel kişi ortaklarının paylarının halka arz edilmesi kapsamında, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında oluşacak doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
d) Pay sahiplerinin rüçhan haklarının kullanımına bağlı olarak önlisans sahibi tüzel kişinin mevcut ortakları arasında oluşan pay değişiklikleri sebebiyle, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
e) Önlisans sahibi tüzel kişinin önlisansına derç edilmiş tüm dolaylı pay sahiplerinin pay oranları değişmeksizin doğrudan ortak haline gelmesi sonucunu doğuran değişiklikler ile tüm doğrudan pay sahiplerinin pay oranları değişmeksizin dolaylı pay sahibi haline gelmesi sonucunu doğuran değişikliklere,
f) Özelleştirme programında yer alan önlisans sahibi tüzel kişinin kamu uhdesindeki paylarının satış veya devri nedeniyle ilgili önlisans sahibi tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısında oluşan değişikliklere,
g) (Değişik:RG-19/11/2022-32018) Önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrol değişikliği oluşturmayacak şekilde yapılan doğrudan veya dolaylı pay değişikliklerine,
ğ) Sermayesinin yarısından fazlası doğrudan veya dolaylı olarak kamu kurum ve kuruluşlarına ait olan önlisans sahibi tüzel kişilerin ortaklık yapısında, kamu kurum ve kuruluşu niteliğini haiz ortak dışında yeni ortak alınmamak kaydıyla, sermaye artışı ve/veya ortakların değişmesinden kaynaklanan doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
h) 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri kapsamında, önlisans sahibi tüzel kişi ile bu tüzel kişinin doğrudan ve dolaylı tüzel kişi ortaklarının kendi paylarını iktisap etmesi sonucu, söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
ı) Yurt dışında kurulmuş tüzel kişilerce veya bu tüzel kişilerce kontrol edilen ve 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu kapsamında kurulmuş tüzel kişiler tarafından, yurt dışı kaynak kullanılması suretiyle önlisans sahibi tüzel kişilikte gerçekleştirilen doğrudan veya dolaylı pay edinimlerine,
i) Önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında doğrudan veya dolaylı paya sahip olan ve eşler ile aralarında birinci derece kan hısımlığı bulunan gerçek kişiler arasında yapılan pay devirleri sonucunda söz konusu önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
j) Tasarruf Mevduatı Sigorta Fonu tarafından yönetimine el konulan önlisans sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
k) (Ek:RG-16/2/2019-30688) YEKA için verilen önlisanslarda önlisans sahibi tüzel kişinin doğrudan ve/veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
uygulanmaz. (Ek cümle:RG-17/8/2024-32635) (Değişik: RG-10/10/2024-32688) Ancak (a), (b), (ç), (d), (f), (j) ve (k) bentleri haricinde diğer bentlerde yapılması planlanan doğrudan pay değişiklikleri ile %10 ve üzeri dolaylı ortaklık yapısı değişiklikleri, her defasında Kurul onayına tabidir. Bu kapsamda Kurul onayı alınmadan ortaklık yapısı değişikliği yapılması halinde söz konusu önlisans, Kanunun 6 ncı maddesinin üçüncü fıkrası çerçevesinde iptal edilir. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Bu fıkra kapsamındaki değişikliklerin, gerçekleştirildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma bildirilmesi zorunludur.
(2) (Değişik:RG-9/5/2021-31479) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten lisans sahibi tüzel kişiler için (Ek ibare:RG-17/12/2024-32755) veraset işlemleri dışında; sermayesinin yüzde on veya daha fazlasını temsil eden payların, halka açık şirketlerde ise yüzde beş veya daha fazlasını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi ile yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişmesi sonucunu veren pay devirleri veya bu sonucu doğuran diğer işlemler ile söz konusu lisans sahibi tüzel kişilerin payları üzerinde rehin tesis edilmesi ile bu tüzel kişilere ilişkin hesap rehni tesis (Değişik ibare:RG-19/11/2022-32018) edilmesi ile kefalet verilmesi her defasında Kurulun onayına tabidir. Piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişilerin ortaklık yapılarında, yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak, ayrıca, tüzel kişinin sermayesinin yüzde dört ve üzerini temsil eden doğrudan pay değişiklikleri Kurulun (Değişik ibare:RG-14/10/2023-32339) onayına tabi olup yüzde dördün altını temsil eden doğrudan pay değişikliklerinin ise değişikliklerin gerçekleştirildiği tarihten itibaren bir ay içerisinde EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma bildirilmesi zorunludur. Ancak rüçhan hakkının kullanımına bağlı olarak ortaya çıkan ve kontrol yapısını değiştirmeyen doğrudan veya dolaylı pay değişiklikleri, onaya tabi değildir. Onay verildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde, pay devri tamamlanmadığı takdirde, verilen onay geçersiz olur. Pay devrinin tamamlanma tarihinden itibaren üç ay içerisinde lisans tadil talebinde bulunulması zorunludur. Bu fıkra hükmü halka açık olan payları ile sınırlı olmak üzere, halka açık tüzel kişilere ve halka açık tüzel kişi ortağı bulunan tüzel kişinin, söz konusu ortağının halka açık olan paylarından kaynaklanan ortaklık yapısı değişikliklerine uygulanmaz. Bu fıkra kapsamında onay alınmasını gerektirmeyen diğer değişikliklerin Kuruma bildirilmesi ve bu değişiklikler için gerekmesi halinde, değişiklik tarihinden itibaren altı ay içerisinde lisans tadil talebinde bulunulması zorunludur. (Değişik ibare:RG-10/3/2022-31774) Tarifesi düzenlemeye tabi olmayan lisans sahibi tüzel kişiler için; bu fıkra kapsamındaki değişikliklerin, gerçekleştirildiği tarihten itibaren altı ay içerisinde EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma bildirilmesi zorunludur.
(3) Onay, payı devralan gerçek veya tüzel kişinin, lisans başvurusu sırasında tüzel kişinin ortakları için aranan şartları taşıması kaydıyla verilir.
(4) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Pay devri için yapılacak başvurular, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgelerin EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
(5) Kurum, onay için değerlendirme sırasında ihtiyaç duyacağı ilave bilgi ve belgeleri pay devrine taraf olan gerçek veya tüzel kişilerden isteyebilir.
(6) Yabancı uyruklu kişiler için bu madde hükümleri kıyasen uygulanır.
(7) (Ek:RG-24/2/2017-29989) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
(8) (Ek:RG-15/12/2017-30271) (Mülga:RG-9/5/2021-31479)
Bildirimler
MADDE 58 – (1) Kurumca bu Yönetmeliğe göre yapılacak her türlü tebligat hakkında 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümleri uygulanır, ancak ilanen yapılacak tebligatlar Resmî Gazete’de yayımlanır.
Birleşme ve bölünme
MADDE 59 – (1) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Lisans sahibinin kendi veya diğer bir tüzel kişi bünyesinde tüm aktif ve pasifleri ile birlikte birleşmek istemesi halinde, birleşme işlemi hakkında, birleşme işlemi gerçekleşmeden önce, Kurul onayı alınması zorunludur.
(2) Lisans sahibi bir tüzel kişinin tam veya kısmi olarak bölünmek istemesi halinde, bölünme işlemi hakkında, bölünme işlemi gerçekleşmeden önce, Kurul onayı alınması zorunludur.
(3) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Birleşme ve bölünmeye ilişkin başvurular, “Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca sunulması gereken bilgi ve belgelerin EPDK Başvuru Sistemi üzerinden Kuruma sunulması suretiyle yapılır.
(4) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı, tüketicilerin hak ve alacaklarını ihlal eden hükümler ile lisans sahibi tüzel kişinin yükümlülüklerini kaldıran hükümler içeremez. Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağında, asgari olarak, birleşme veya bölünme sonrası hangi tüzel kişi ya da kişilerin hükmi şahsiyetinin sona ereceğine yer verilir.
(5) Birleşme veya bölünme izni için Kuruma yapılan başvurularda aşağıdaki bilgi ve belgeler istenir;
a) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı,
b) (Değişik:RG-9/7/2019-30826) Birleşme veya bölünme hakkında tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri,
c) Devralan tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası esas sözleşme taslağı,
ç) Birleşme veya bölünmeden beklenen amaçları değerlendiren bir rapor.
d) (Ek:RG-24/2/2017-29989) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Bakanlıktan alınacak yazılı onay.
(6) Devralan tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası oluşan sermayesinin, bu Yönetmelikte öngörülen sermaye koşulunu sağlaması zorunludur.
(7) (Değişik:RG-10/3/2022-31774) İzin verildiği tarihten itibaren altı aydan az olmamak üzere Kurul tarafından belirlenen süre içerisinde, birleşme veya bölünme işlemi tamamlanmadığı takdirde, verilen izin geçersiz olur. Bu durumda, Kurul kararı ile yeniden izin almaksızın birleşme ve bölünme işlemlerine devam olunamaz.
(8) Kurul onayı, bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin yerine getirilmesi kaydıyla verilir.
(9) Birleştirme veya bölünme işlemine onay verilmesine ilişkin Kurul kararı, ilgili kurum veya kuruluşlara bildirilir.
(10) (Ek fıkra:RG-23/12/2015-29571) (Değişik:RG-14/5/2020-31127) Birleşme veya bölünmeye onay verilmesi kararında herhangi bir yükümlülüğe yer verilmesi halinde söz konusu yükümlülüğün yerine getirilmesi için süre tayin edilir. Süresi içerisinde yükümlülükleri yerine getirerek lisans alma bedelini ödeyip Kuruma başvuru yapan tüzel kişiye eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans verilir. Yükümlülüklerin mücbir sebep halleri dışında öngörülen süre içerisinde yerine getirilememesi halinde onay işlemi süre sonunda kendiliğinden hükümsüz hale gelir.
(11) (Ek:RG-22/10/2016-29865) DSİ tarafından yeniden yapılan havza planlamaları çerçevesinde, birden fazla projenin kotunun ve/veya sahasının kısmen veya tamamen değişmesine bağlı olarak Kurul tarafından uygun bulunması halinde, önlisans sahibi tüzel kişilerin bu madde kapsamındaki birleşme veya bölünme taleplerine izin verilebilir.
Araştırma ve geliştirme faaliyetleri
MADDE 60 – (1) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri yapmak isteyen tüzel kişiler,
a) 28/2/2008 tarihli ve 5746 sayılı Araştırma ve Geliştirme Faaliyetlerinin Desteklenmesi Hakkında Kanun kapsamında almış oldukları,
b) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri için ulusal ve uluslararası kuruluşlar tarafından verilen,
c) Araştırma ve geliştirme faaliyetleri yapmak üzere 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında alınmış olan,
belgelerden biri ile yapacağı tesisin şebekeyi olumsuz etkilememesi için gerekli önlemleri alacağını ve şebekeye verilebilecek zararları tazmin edeceğini taahhüt eden belgeyi Kuruma sunar. Söz konusu faaliyet için yapılacak tesisin bağlantı görüşünün TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi ilgili tüzel kişi tarafından olumlu bulunması ve bu tesisten üretilecek olan elektriğin ticarete konu olmaması ve 10 MW kurulu gücü geçmemesi kaydıyla bu faaliyete Kurul kararı ile izin verilir. Kurul kararı ile verilen belgede, tesisin kurulu gücü, teknolojisi, kaynağı, faaliyet süresi gibi hususlar yer alır. (Değişik cümle:RG-17/12/2024-32755) Söz konusu faaliyetin ticarete konu edilecek olması durumunda ilgili mevzuatta belirlenen koşullar çerçevesinde lisans alınması zorunludur.
(2) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Kanunla kurulmuş araştırma kurumları ile 28/3/1983 tarihli ve 2809 sayılı Yükseköğretim Kurumları Teşkilatı Kanununda düzenlenen yüksek öğretim kurumlarının, bilimsel araştırma geliştirme ve eğitim faaliyetleri kapsamında aynı dağıtım bölgesinde olmak, kendi ihtiyaçlarını karşılamak ve azami 10 MW kurulu gücü geçmemek kaydıyla yerleşkelerinde nükleer, yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesisi kurmak amacıyla tek başına kontrol ettiği anonim ya da limited şirketler vasıtasıyla yapacakları önlisans başvurularında 12 nci maddenin yedinci fıkrasının (b) ve (c) bendi hükümleri uygulanmaz. Üniversitelerin bünyesinde 26/6/2001 tarihli ve 4691 sayılı Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu kapsamında kurulan Teknoloji Geliştirme Bölgelerinin elektrik enerjisi tüketimi kendi ihtiyacı sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 61 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarih itibariyle, 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
ONUNCU BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yerleşim alanları dışında üretim tesislerinden enerji sağlanması
GEÇİCİ MADDE 1 – (Değişik:RG-26/12/2014-29217)
(1) Dağıtım ve perakende satış hizmetlerinin sağlanamadığı gerekçesiyle Kuruma başvuruda bulunulması halinde, yerleşim alanları dışında yer alan üretim tesislerinde, üretim faaliyetini tamamlayan ve/veya gereği olan faaliyetler ile üretim faaliyeti sonucu oluşan yan ürünlere ilişkin faaliyetlerin diğer tüzel kişiler tarafından söz konusu üretim tesislerine entegre şekilde yürütülebilmesi için üretim tesislerinden elektrik enerjisi sağlanmasına söz konusu hizmetlerin ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından sağlanabileceği tarihe kadar izin verilebilir.
Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gereken kararın sunulması
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Mülga Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 40 ıncı maddesi çerçevesinde ilgili tüzel kişilere tanınan haklar saklıdır.
Güneş enerjisine dayalı başvurular
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) 31/12/2013 tarihine kadar iletim sistemine bağlanacak YEK Belgeli güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin toplam kurulu gücü 600 MW’dan fazla olamaz.
(2) 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6/C maddesinin beşinci fıkrası kapsamında güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvurularında, başvuruya konu her bir üretim tesisinin kurulu gücü 50 MW’ı geçemez.
Hukuki ayrıştırma kapsamında hizmet alımı
GEÇİCİ MADDE 4 – (Mülga:RG-17/12/2024-32755)
Aynı yerde faaliyette bulunmak üzere yapılan lisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce aynı yerde faaliyette bulunmak üzere yapılan ve duyuru süresi tamamlanmış, piyasada, doğal gaz piyasasında ve petrol piyasasında önlisans ve lisans başvurularının olması halinde aşağıda yer alan esaslar çerçevesinde değerlendirme yapılır:
a) Uluslararası andlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yerde veya piyasada nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilen sahada faaliyet göstermek üzere piyasada ya da petrol veya doğal gaz piyasalarında yapılan önlisans ve lisans başvuruları her aşamada reddedilir.
b) Duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerin uluslararası andlaşma ile tahsisi yapılan veya yapılması öngörülen yer olmaması veya nükleer enerjiye dayalı üretim tesisi sahası olarak Bakanlıkça çalışmalara konu edilmemesi, ancak duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde faaliyette bulunmak üzere, piyasada üretim faaliyeti göstermek üzere başka önlisans başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da petrol piyasasında rafinerici ve/veya depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması ya da doğal gaz piyasasında depolama lisansı başvurusunun veya başvurularının bulunması halinde, duyuru konusu yerde hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir;
1) Önlisans veya lisans başvurularından doğal gaz piyasasında yeraltı doğal gaz depolama, piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı önlisans, doğal gaz piyasasında sıvılaştırılmış doğal gaz tesisinde yapılacak depolama, petrol piyasasında rafinerici, piyasada doğal gaza dayalı önlisans ve petrol piyasasında depolama lisansı başvurularına sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde öncelik verilen önlisans veya lisans başvurusu ya da başvuruları dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
c) (Değişik:RG-23/12/2015-29571) Duyurusu yapılan önlisans başvurusuna konu yerde Kurul kararıyla piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti gösterilmesi yönünde karar alınması ve piyasada doğal gaz hariç diğer kaynak veya yakıta dayalı üretim faaliyeti göstermek üzere birden fazla önlisans başvurusu olması halinde, hangi başvuruya ilişkin lisanslama sürecine devam edileceği aşağıdaki usul ve esaslara göre Kurul kararıyla belirlenir:
1) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisinin kaynağı ya da yakıt cinsi dikkate alınarak yerli kömür, ithal kömür ve yenilenebilir enerji kaynağına dayalı başvurulara sırasıyla öncelik verilir.
2) (1) numaralı alt bent hükmü kapsamında piyasada farklı yenilenebilir enerji kaynağına dayalı birden fazla başvuru olması halinde, lisanslama sürecinin devam edeceği başvurunun belirlenmesinde sırasıyla jeotermal, hidrolik, rüzgar ve güneş enerji kaynaklarına dayalı başvurulara öncelik verilir.
3) (2) numaralı alt bent hükmü çerçevesinde belirlenen ilk sıradaki başvuru dışında kalan başvurular iade edilir veya reddedilir.
ç) (Mülga:RG-23/12/2015-29571)
Tesis sahalarının değiştirilmesi
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) Piyasaya ilişkin yapılan başvurularla ilgili olarak, geçici 5 inci madde çerçevesinde başvurusu reddedilen tüzel kişilerden, başvurunun reddedildiğinin ilgili tüzel kişiye tebliğ edildiği tarihten itibaren otuz gün içerisinde başvuru sahibinin, başvuruya konu üretim tesisi sahasının değiştirilmesini talep etmesi ve talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması halinde, yeni sahada kurulacak üretim tesisi için ilgili tüzel kişiye önlisans verilebilir.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce verilen üretim lisansına konu üretim tesisi sahasının değiştirilmek istenmesi ve bu durumun mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında olduğunun tespiti durumunda, talep edilen değişikliğin üçüncü kişilere ilişkin hak ihlaline yol açmaması ve bağlantı noktasının veya bağlantı bölgesinin değişmemesi halinde, söz konusu lisansta gerekli tadiller yapılabilir.
Otoprodüktör lisanslarının üretim lisansına dönüştürülmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Otoprodüktör lisansı sahibi tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak Kanunun yayımı tarihinden itibaren altı ay içerisinde resen ve lisans alma bedeli alınmaksızın üretim lisansı verilir. Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten sonra Kuruma otoprodüktör lisansı başvurusunda bulunulamaz.
Mevcut lisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 8 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla Kurumca henüz sonuçlandırılmamış olan;
a) Üretim ve otoprodüktör lisansı başvuruları, önlisans başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelikte düzenlenen önlisans başvurularına ilişkin düzenlemeler çerçevesinde,
b) Toptan ve perakende satış lisansı başvuruları, tedarik lisansı başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelikte düzenlenen lisans başvurularına ilişkin düzenlemeler çerçevesinde,
sonuçlandırılır.
(2) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibariyle uygun bulma kararı verilmiş olan üretim lisansı başvuruları ile ilgili olarak;
a) (Danıştay Onüçüncü Dairesinin 23/3/2021 tarihli ve E.:2016/2332; K.:2021/1028 sayılı kararı ile iptal bent; Uygun bulmaya ilişkin Kurul kararında belirtilen yükümlülüklerini yerine getirmesi için öngörülen süresi sona ermiş olanlardan, mücbir sebep ile Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında kalan sebeplerle, söz konusu yükümlülüklerini süresi içerisinde tamamlamamış olan tüzel kişilerin başvuruları reddedilerek başvuru aşamasında sunulmuş olan teminatları irat kaydedilir.)
b) (Danıştay Onüçüncü Dairesinin 23/3/2021 tarihli ve E.:2016/2332; K.:2021/1028 sayılı kararı ile iptal ibare; (a) bendi kapsamındaki tüzel kişiler hariç olmak üzere, diğer) tüzel kişilerin uygun bulmaya ilişkin Kurul kararları kaldırılarak bu kişilerin başvuruları önlisans başvurusu olarak değerlendirilir ve bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerin tamamlanması için ilgili tüzel kişilere doksan günlük süre verilir. İlgili tüzel kişinin, bu süre içerisinde de yükümlülüklerini tamamlayamaması veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir ve ilgili başvuru kapsamında Kuruma sunulan teminat mektubu iade edilir.
(3) (Değişik fıkra:RG-23/12/2015-29571) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, başvuru ile değerlendirme aşamasında olan üretim lisansı başvuruları, önlisans başvurusu olarak kabul edilir ve söz konusu başvurular, bu Yönetmelik hükümlerine göre sonuçlandırılır. Önlisans başvurusunun değerlendirmesinin sonuçlandırılabilmesi için, başvuru sahibi tüzel kişinin, 15 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamında bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki görüşleri kabul ve taahhüt ettiğine ilişkin belgeyi Kuruma sunma tarihinden veya söz konusu görüşleri kabul ve taahhüt etmiş sayıldığı tarihten sonra, başvuru sahibi tüzel kişiye bildirimde bulunulur. Bu bildirimde, başvuru sahibi tüzel kişiye, bildirimden itibaren doksan gün içerisinde, 12 nci maddenin beşinci fıkrası kapsamında belirlenecek olan yükümlülükleri tamamlaması koşuluyla Kurul kararıyla önlisans verileceği bildirilir. İlgili tüzel kişinin, bu süre içerisinde yükümlülüklerini tamamlayamaması veya başvurudan vazgeçildiğinin Kuruma yazılı olarak bildirilmesi halinde, söz konusu tüzel kişinin başvurusu Kurul kararı ile reddedilir ve ilgili başvuru kapsamında Kuruma sunulan teminat mektubu iade edilir.
Tedarik lisansı verilmesi
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla toptan veya perakende satış lisansı sahibi olan tüzel kişilere, mevcut lisanslarındaki hakları korunarak resen ve bedel alınmaksızın, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren Kurul kararıyla tedarik lisansı verilir.
Kamulaştırma işlemleri
GEÇİCİ MADDE 10 – (1) Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce Kurul tarafından kamulaştırma kararı veya 2942 sayılı Kanunun 30 uncu maddesine göre devir kararı alınmış olan elektrik üretim ve dağıtım tesisleri için gerekli olan taşınmazların kamulaştırılması ve devir işlemleri Kurum tarafından sonuçlandırılır.
Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere lisans verilmesi
GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri ile projelere, mevcut sözleşmelerindeki hak ve yükümlülüklerle ve sözleşme süresi ile sınırlı olmak kaydıyla, mevcut üretim lisansı başvuruları esas alınarak, Kanunun yürürlük tarihinden itibaren bir yıl içerisinde ve lisans alma bedeli alınmak suretiyle, ilgili mevzuat kapsamında resen üretim lisansı verilir. Bu kapsama giren tüzel kişilerden, gerekmesi halinde, lisans verilmesine esas teşkil eden bilgileri güncellemeleri istenir.
Hizmet alımına ilişkin sürenin başlangıcı
GEÇİCİ MADDE 12 – (1) 48 inci madde kapsamında öngörülen hizmet alımına ilişkin düzenlemeler, 1/1/2014 tarihinden itibaren yürürlüğe girer.
Sisteme erişim ve sistem kullanım hakları
GEÇİCİ MADDE 13 – (Mülga:RG-28/1/2014-28896)
Daha önce uygun bulma kararı alınmış rüzgâr başvurularının sonuçlandırılması
GEÇİCİ MADDE 14 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim faaliyeti için yapılmış lisans başvurularından Kurul kararı ile lisans verilmesi uygun bulunmuş, ancak uygun bulma kararında belirtilen yükümlülüklerini yerine getiremediğinden dolayı, 2/8/2013 tarihinden önce lisans başvurusu reddedilmiş tüzel kişilerin 2/8/2013 tarihinden itibaren bir ay içinde Kuruma başvurması ve TEİAŞ veya elektrik dağıtım şirketleri tarafından uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiğinin tevsik edilmesi hâlinde bu kapsama giren tüzel kişilerin başvuruları önlisans başvurusu olarak kabul edilir ve Kanunda belirtilen yükümlülükleri tamamlamaları koşuluyla ilgili tüzel kişilere önlisans verilir. Bu madde kapsamında başvuran tüzel kişilerin daha önce irat kaydedilmiş olan teminatları iade edilmez.
(2) Birinci fıkra kapsamına giren başvurular, uygun bağlantı görüşlerinin devam edip etmediğinin tespiti için ilgili dağıtım şirketine ve/veya TEİAŞ'a gönderilir. Bu başvurulardan;
a) Uygun bağlantı görüşlerinin devam ettiği bildirilen başvurularla ilgili olarak; ilgili tüzel kişilere bildirimde bulunularak, bildirim tarihinden itibaren doksan gün içerisinde bu Yönetmeliğin 12 nci maddesi çerçevesinde belirtilen bilgi ve belgeleri sunmaları istenir. Söz konusu bilgi ve belgeleri süresi içerisinde sunduğu tespit edilen tüzel kişilerin başvuruları, 15 inci madde çerçevesinde teknik değerlendirmenin yapılması amacıyla (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğüne gönderilir.
b) (Değişik ibare:RG-16/8/2018-30511) Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirmesi uygun bulunan başvurulardan, onbeş ay içerisinde tamamlanması şartıyla bir yıl süreli rüzgâr ölçümü talep edilir.
c) Rüzgâr ölçümünün tamamlanması ve Kuruma teslim edilmesini müteakip, ilgili tüzel kişilere önlisans verilir.
(3) TEİAŞ Genel Müdürlüğü tarafından uygun bağlantı görüşü tevsik edilmeyen veya yukarıda belirtilen süreler içerisinde yükümlülüklerini yerine getiremeyen tüzel kişilerin başvuruları Kurul kararı ile reddedilir.
Mevcut lisans sahiplerine altı aylık süre verilmesi
GEÇİCİ MADDE 15 – (Değişik:RG-4/2/2015-29257)
(1) Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesindeki tüzel kişilerin tamamlaması gereken yükümlülükler şunlardır:
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde, söz konusu sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını elde etmek, hidroelektrik santrallerinde su tutma alanları hakkında ilgili idarelerden kamulaştırma kararı almak.
b) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin imar planlarını onaylatmak.
c) Rüzgâr başvurularına ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli başvuruyu yapmak.
ç) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararı almak.
(2) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihi itibarıyla,
a) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi biten tüzel kişiler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden itibaren en geç altı ay içerisinde,
b) İnşaat öncesi döneme ilişkin süresi bitmeyen tüzel kişiler, kalan inşaat öncesi sürelerine altı ay eklenmek suretiyle bulunacak süre içerisinde,
birinci fıkrada belirtilen yükümlülüklerin tamamlandığına ilişkin bilgi ve belgeleri Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülükleri tamamlayamayan tüzel kişiler hakkında Kanunun geçici 9 uncu maddesinin birinci fıkrası çerçevesinde işlem tesis edilir. (Ek cümle:RG-9/5/2021-31479) Üretim lisansı kapsamında Kuruma sunulan teminatlar, söz konusu tesis işletmeye geçmiş olsa dahi birinci fıkra kapsamındaki yükümlülükler tamamlanıncaya kadar iade edilmez.
(3) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) İkinci fıkrada belirtilen tarihler itibarıyla, inşaat ruhsatını alan veya inşaat ruhsatı yerine geçen belge temin eden lisans sahibi tüzel kişilerden birinci fıkrada sayılan belgeler istenmez.
(4) Bu fıkranın yürürlüğe girdiği tarihten önce hakkında bu madde uyarınca işlem tesis edilmiş lisans sahibi tüzel kişilerin durumları re’sen yeniden değerlendirilir.
TEİAŞ ile EPİAŞ’ın piyasa işletim lisansı başvurusu
GEÇİCİ MADDE 16 – (1) EPİAŞ ve TEİAŞ, EPİAŞ’ın kurulmasından itibaren en geç üç ay içerisinde piyasa işletim lisansı için Kuruma başvuruda bulunmak zorundadır.
Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı önlisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 17 – (1) 2014 yılı için rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır;
a) TEİAŞ, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 1 ay içerisinde Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, 2014 yılı için takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
b) (a) bendi çerçevesinde Kuruma bildirilen bağlanabilir üretim tesisi kapasitesi çerçevesinde, söz konusu bildirim tarihinden itibaren 16 ay sonrasına tekabül eden ayın;
1) İlk beş iş gününde güneş enerjisine dayalı başvurular,
2) Son beş iş gününde rüzgâr enerjisine dayalı başvurular,
için Kurum tarafından önlisans başvuruları alınır.
Bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin yayımlanması
GEÇİCİ MADDE 18 – (1) TEİAŞ ve dağıtım şirketleri, 2013 yılını takip eden beş yıl ve takip eden on yıl için sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 ay içerisinde Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
Bilgi Güvenliği Yönetim Sistemi standardına ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 19 – (Değişik:RG-24/2/2017-29989)
(1) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler 30 uncu maddenin ikinci fıkrasının (f) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, TEİAŞ 31 inci maddenin ikinci fıkrasının (p) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler 32 nci maddenin üçüncü fıkrasının (ğ) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler 33 üncü maddenin ikinci fıkrasının (y) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini 31/12/2017 tarihine kadar tamamlamakla yükümlüdür.
Önlisans başvuruları için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan karar
GEÇİCİ MADDE 20 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla rüzgar, güneş, hidrolik ve jeotermal enerjiye dayalı önlisans başvuruları hariç olmak üzere;
a) Önlisans başvurusu değerlendirme aşamasında bulunan tüzel kişilere, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın Kuruma sunulması için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay süre verilir.
b) Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli karar, başvuru dosyasında Kuruma sunulmamış olan önlisans başvurularından, henüz değerlendirmeye alınmamış olanlar iade edilir.
(2) Birinci fıkranın (a) bendi kapsamında Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında alınması gerekli olan kararın, mücbir sebepler dışında süresi içerisinde Kuruma sunulmaması halinde, söz konusu başvuru Kurul kararıyla reddedilerek teminatı iade edilir.
Mevcut lisans sahiplerinin standartlara ilişkin yükümlülükleri
GEÇİCİ MADDE 21 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) TEİAŞ 31 inci maddenin ikinci fıkrasının (r) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, piyasa işletim lisansı sahibi tüzel kişiler 32 nci maddenin üçüncü fıkrasının (h) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler 33 üncü maddenin ikinci fıkrasının (z) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, görevli tedarik şirketleri ise 34 üncü maddenin (Değişik ibare:RG-22/10/2016-29865) dördüncü fıkrasının (ğ) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay içerisinde tamamlamakla yükümlüdür.
Kayıtlı elektronik posta adresi sunma yükümlülüğü
GEÇİCİ MADDE 22 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişiler ile önlisans veya lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilerden kayıtlı elektronik posta adreslerini Kuruma sunmamış olan tüzel kişiler, kayıtlı elektronik posta adreslerini bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren iki ay içerisinde Kuruma sunmakla yükümlüdür. Bu yükümlülüğü yerine getirmeyen tüzel kişiler hakkında Kanunun 16 ncı maddesinde yer alan ilgili hükümler uygulanır.
Rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları
GEÇİCİ MADDE 23 – (Ek:RG-23/12/2015-29571)
(1) 2017 yılı için rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla yapılacak önlisans başvuruları aşağıdaki usule uygun olarak alınır:
a) TEİAŞ, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde Kanunun 23 üncü maddesi çerçevesinde, 2017 yılı için, takip eden beş yıl için ve takip eden on yıl için olmak üzere, bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesini Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
b) (a) bendi çerçevesinde Kuruma bildirilen bağlanabilir üretim tesisi kapasitesi çerçevesinde, söz konusu bildirim tarihinden itibaren on altı ay sonrasına tekabül eden ayın ilk beş iş gününde rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları Kurum tarafından alınır.
Yenilenebilir enerji kaynak alanlarına ilişkin başvurular
GEÇİCİ MADDE 24 – (Ek:RG-24/2/2017-29989)
(1) Bu Yönetmelik hükümleri 20/10/2016 tarihli ve 29863 sayılı Resmî Gazete’de ilan edilen Karapınar Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanı (YEKA) Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsisi (YÜKT) Yarışma İlanı kapsamında verilecek önlisans ve üretim lisansı için de uygulanır.
Kullanım hakkı elde edilmeyen gayrimenkullere ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 25 – (Ek:RG-9/7/2018-30473)
(1) Önlisans veya lisans sahibi tüzel kişilerden, bu Yönetmeliğin 28 inci maddesinin ikinci fıkrasının (c) bendi ile 30 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (g) bendi kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmeyenlerin, bu hükmün yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içerisinde durumlarını söz konusu hükümlere uygun hale getirmeleri için ilgili mevzuat kapsamında gerekli işlemleri başlatmaları zorunludur.
(2) Birinci fıkra kapsamında tanınan süre, önlisans süresi ile bu Yönetmeliğin geçici 15 inci maddesi kapsamında belirlenen süreleri etkilemez.
Ön proje onayı
GEÇİCİ MADDE 26 – (Ek:RG-9/7/2018-30473)
(1) Bu Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrasının (c) bendi çerçevesinde (Değişik ibare:RG-25/12/2020-31345) 31/12/2021 tarihine kadar proje ya da kat’i proje onayı yerine ön proje onayı da sunulabilir.
Ulusal Elektronik Tebligat Adresi
GEÇİCİ MADDE 27 – (Ek:RG-9/7/2019-30826)
(1) Önlisans ve lisans sahibi tüzel kişiler, elektronik tebligat mevzuatına uygun olarak temin edecekleri Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi adreslerini bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altı ay içerisinde almakla yükümlüdür.
Yazılı başvuru
GEÇİCİ MADDE 28 – (Ek:RG-9/7/2019-30826)
(1) Kuruma yapılacak önlisans ve lisanslara dair başvurular EPDK Başvuru Sistemi üzerinden alınıncaya kadar önlisans ve lisanslara dair Kuruma yapılacak başvurulardan hangilerinin yazılı olarak yapılacağına ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından düzenlenir.
(2) EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurular 30/11/2019 tarihine kadar yazılı olarak da yapılabilir.
28/2/2019 öncesi uygun bulunmuş kapasite artışları
GEÇİCİ MADDE 29 – (Ek:RG-23/8/2019-30867)
(1) Bu Yönetmeliğin 18 inci ve 24 üncü maddeleri kapsamındaki kurulu güç artış taleplerinden 28/2/2019 tarihinden önce Kurum tarafından uygun bulunanlar için söz konusu uygun bulma kararında belirtilen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmesi halinde önlisans veya lisans tadil işlemleri gerçekleştirilir.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinin geçici kabulü
GEÇİCİ MADDE 30 – (Ek:RG-28/7/2020-31199)
(1) 1/1/2021 tarihinden önce birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde ana kaynağa dayalı ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmadan yardımcı kaynağa dayalı ünite veya ünitelerin kısmi veya tam kabulü yapılmaz.
Ortaklık yapısı değişikliği bildirimleri
GEÇİCİ MADDE 31 – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
(1) Bu Yönetmeliğin 57 nci maddesinin birinci ve ikinci fıkraları kapsamında, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak bildirimler 1/6/2021 tarihine kadar yazılı olarak yapılabilir.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin mevcut başvurular
GEÇİCİ MADDE 32 – (Ek:RG-9/5/2021-31479)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla bu Yönetmeliğin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi kurulmasına ilişkin hükümleri kapsamında Kuruma başvuruda bulunan tüzel kişilerin söz konusu başvurularına ilişkin bağlantı görüşü oluşturulmasına ilişkin süreç Kurul kararı ile belirlenir.
Dağıtım lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri ile tedarik lisansı sahibinin hak ve yükümlülükleri
GEÇİCİ MADDE 33- (Ek:RG-10/3/2022-31774)
(1) Bu Yönetmeliğin, 33 üncü maddesinin altıncı ve yedinci fıkraları ile 34 üncü maddesinin dokuzuncu, onuncu ve on birinci fıkralarında yer alan düzenlemelere aykırı olan hususlar için 1/7/2022 tarihine kadar gerekli işlemler yapılır.
Çevre izin ve lisans belgeleri
GEÇİCİ MADDE 34- (Ek:RG-10/3/2022-31774)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla kabulü yapılarak kısmen veya tamamen işletmeye geçen biyokütleye dayalı elektrik üretim tesislerine ilişkin lisans sahibi tüzel kişiler, Çevre İzin ve Lisans Yönetmeliği kapsamında Çevre, Şehircilik ve İklim Değişikliği Bakanlığından alınması gereken belgeyi bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yirmi dört ay içerisinde Kuruma sunmak zorundadır.
Düşey engel verileri
GEÇİCİ MADDE 35- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla kabulü yapılarak kısmen veya tamamen işletmeye geçen rüzgâr enerjisine dayalı üretim lisansı sahibi tüzel kişiler, Düşey Engel Verilerini Toplama ve Sunma Yönetmeliğine uygun olarak, üretim lisansları kapsamında düşey engel niteliğindeki her türlü tesis ve yapıya ilişkin bilgiyi, bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde Harita Genel Müdürlüğüne sunmak zorundadır.
Biyokütle ve jeotermal enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde teknik değerlendirme yapılması
GEÇİCİ MADDE 36- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Biyokütle ve jeotermal enerjisine dayalı elektrik enerjisi üretim tesisleri için yapılan önlisans başvuruları ile önlisans ve lisans tadil başvurularının sonuçlandırılmasında, Kanunun 7 nci maddesinin dokuzuncu fıkrası kapsamında Bakanlık/Enerji İşleri Genel Müdürlüğü tarafından teknik değerlendirme yapılmasına ilişkin usul ve esaslara ilişkin düzenlemenin yürürlük tarihine kadar bu Yönetmeliğin ilgili maddeleri uygulanmaz.
Müstakil elektrik depolama tesisi başvuruları
GEÇİCİ MADDE 37- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, lisansına müstakil elektrik depolama tesisi dercedilmesi uygun bulunan tedarik lisansı sahibi tüzel kişilerin, depolamalı elektrik üretim tesisi kurmak için bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren 3 ay içerisinde önlisans başvurusunda bulunmaları hâlinde, söz konusu müstakil elektrik depolama tesisleri için verilmiş olumlu bağlantı görüşleri, bu tüzel kişiler tarafından yapılacak önlisans başvuruları için de geçerlidir. Ancak, önlisans başvuruları için geçerli olacak güç, her bir tedarik lisansı kapsamında;
a) 250 MW ve altında olan müstakil elektrik depolama tesisleri için, olumlu görüş verilen kurulu gücü,
b) 250 MW’ın üstünde olan müstakil elektrik depolama tesislerinde, 250 MW güce, olumlu görüş verilen toplam kurulu gücün 250 MW’ı aşan kısmının yarısına tekabül eden güç ilave edilerek bulunacak toplam gücü,
aşamaz. Bu fıkra kapsamında önlisans başvuruları için geçerli olan güç, herhâlde 500 MW’ı geçemez.
Depolamalı elektrik üretim tesisi önlisans başvurularının değerlendirilmesi
GEÇİCİ MADDE 38- (Ek:RG-19/11/2022-32018)
(1) Bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten 30/6/2023 tarihine kadar, 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası ile geçici 37 nci madde kapsamında yapılacak önlisans başvuruları için; söz konusu başvuruların 13 üncü madde hükümleri kapsamında değerlendirmeye alınması aşamasında, asgari sermaye ve teminat sunulmasına ilişkin yükümlülükler başvuru aşamasında aranmaz. Ancak bu kapsamda yapılan başvurunun değerlendirmeye alındığı tarihten itibaren 90 gün içeresinde teminatın, önlisans verilmesine ilişkin Kurul kararının bildirim tarihinden itibaren 90 gün içeresinde de asgari sermaye yükümlülüklerinin yerine getirilmesi zorunludur. Bu süreler içerisinde söz konusu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi halinde; önlisans başvurusu Kurul kararı ile reddedilir, önlisans verilmiş ise Kurul kararı ile sonlandırılır.
Depolamalı elektrik üretim tesisi önlisans başvurularında teminat sunulmasına ilişkin yükümlülük
GEÇİCİ MADDE 39- (Ek:RG-13/7/2023-32247)
(1) Yönetmeliğin 12 nci maddesinin on dördüncü fıkrası kapsamında 30/6/2023 tarihine kadar yapılan önlisans başvurularından bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla henüz bağlantı görüşü oluşturulmamış başvuruların teminat sunma yükümlülüklerine ilişkin olarak; TEİAŞ tarafından olumlu bağlantı görüşü oluşturulan başvurular için teminat sunma yükümlülüğünün, Kurum tarafından yapılan bildirimin şirkete tebliğ edildiği tarihten itibaren 30 gün içerisinde yerine getirilmesi zorunludur. Bu süre içerisinde söz konusu yükümlülüğünün yerine getirilmemesi halinde; önlisans başvurusu Kurul kararı ile reddedilir.
Orman izinleri
GEÇİCİ MADDE 40- (Ek:RG-14/10/2023-32339)
(1) 17 nci maddenin birinci fıkrasının (a) bendi çerçevesinde yükümlülüğü bulunan tüzel kişiler tarafından 31/12/2025 tarihine kadar sunulan orman ön izinleri önlisans kapsamında alınan orman izni olarak değerlendirilir.
Bölgesel üretim tesisi kapasitelerinin yayımlanması ve başvuruların alınması
GEÇİCİ MADDE 41- (Ek:RG-14/10/2023-32339)
(1) TEİAŞ, 2023 yılını takip eden beş yıl ve takip eden on yıl için sistemlerine bağlanabilecek bölgesel üretim tesisi kapasitelerini 1⁄4/2024 tarihine kadar Bakanlık ile Kuruma bildirir ve internet sitesinde yayımlar.
(2) 12 nci maddenin yedinci fıkrası uyarınca Kurul tarafından karar alınıncaya kadar, 12 nci maddenin on dördüncü fıkrası ile 24 üncü maddenin yirmi birinci fıkrası kapsamındaki depolamalı elektrik üretim tesislerine ilişkin başvuru alınmaz.
Toplayıcılık faaliyetine ilişkin başvuruların alınması
GEÇİCİ MADDE 42- (Ek:RG-17/12/2024-32755)
(1) Elektrik piyasasında toplayıcılık faaliyetine ilişkin Kuruma yapılacak toplayıcı lisansı başvuruları ile tedarik lisansına toplayıcılık faaliyeti dercedilmesine ilişkin tadil başvuruları, 1/1/2025 tarihinden itibaren alınır.
Müstakil elektrik depolama tesisi için teminat ve sermaye şartı yükümlülüğü
GEÇİCİ MADDE 43- (Ek:RG-21/1/2025-32789)
(1) Tedarik lisansı kapsamında müstakil elektrik depolama tesisi için Kuruma başvuruda bulunan veya başvurusu uygun bulunan ya da tedarik lisansına müstakil elektrik depolama tesisi dercedilmiş olan lisans sahibi tüzel kişiler tarafından; bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren üç ay içerisinde müstakil elektrik depolama tesislerine ilişkin 24 üncü maddenin on dokuzuncu fıkrası kapsamında belirlenen sermaye ve teminat yükümlülüklerinin yerine getirilmesi zorunludur. Belirlenen süre içerisinde söz konusu yükümlülüklerin yerine getirilmemesi halinde; lisanslarına dercedilen müstakil elektrik depolama tesisi veya tesisleri lisanstan terkin edilir, Kuruma yapılmış veya uygun bulma kararı alınmış olan başvurular ise yapılmamış sayılır.
Elektrik depolama ünite veya ünitelerinin SCADA üzerinden izlenerek piyasa işletmecisine bildirilmesi yükümlülüğü
GEÇİCİ MADDE 44- (Ek:RG-21/1/2025-32789)
(1) Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan dağıtım sisteminden bağlı depolamalı elektrik üretim tesislerine ait elektrik depolama ünite veya ünitelerinin dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından 33 üncü maddenin ikinci fıkrasının (cc) bendi kapsamında elde edilen veriler, 1/1/2027 tarihine kadar yalnızca piyasa işletmecisine bildirilir.
Yürürlük
MADDE 62 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 63 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.
(1) Bu değişiklik 1/7/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
Yönetmeliğin mülga ekleri için tıklayınız
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
2/11/2013 28809
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 28/1/2014 28896
2. | 26/12/2014 29217
3. | 4/2/2015 29257
4. | 23/12/2015 29571
5. | 22/10/2016 29865
6. | 24/2/2017 29989
7. | 9/6/2017 30091
8. | 15/12/2017 30271
9. | 9/7/2018 30473
10. | 16/8/2018 30511
11. | 30/12/2018 30641
12. | 16/2/2019 30688
13. | 9/7/2019 30826
14. | 23/8/2019 30867
15. | 31/12/2019 30995
16. | 8/3/2020 31062
17. | 14/5/2020 31127
18. | 28/7/2020 31199
19. | 25/12/2020 31345
20. | 9/5/2021 31479
21. | 10/3/2022 31774
22. | 19/11/2022 32018
23. | 13/7/2023 32247
24. | 14/10/2023 32339
25. | 17/8/2024 32635
26. | 10/10/2024 32688
27. | 17/12/2024 32755
28. | 21/1/2025 32789 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_189ece0692658.docx | T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO : 9040-5
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; 26/12/2013 tarihli ve 4799 sayılı Kurul Kararı ile belirlenen Güç Kalitesi Ölçüm Hizmet Bedeli için 2020 yılına ilişkin olarak aşağıda yer alan bedellerin uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Güç Kalitesi Ölçüm Hizmet Bedeli
(2020) | Güç Kalitesi Ölçüm Hizmet Bedeli
(2020)
AG (TL) | 122,2
OG (TL) | 325,9 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_18e9805076513.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 7481-3 Karar Tarihi: 30/11/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30/11/2017 tarihli toplantısında; T.C. Başbakanlık Afet ve Acil Durum Yönetimi Başkanlığından (AFAD) 28/09/2017 tarihli ve 141945 sayılı yazı ile iletilen Geçici barınma tesislerinin mesken abone grubu tarifeleri üzerinden ücretlendirilmesine ilişkin talebinin kabul edilerek 31/12/2015 tarihli ve 29579-4. Mükerrerde yayımlanarak yürürlüğe giren Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler Ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul Ve Esasların “Mesken abone grubu” başlıklı 4 üncü maddesinin aşağıda yer aldığı şekilde değiştirilmesine,
“1) Mesken olarak kullanılan; müstakil binalar, apartmanlar ve apartmanlar içindeki bağımsız bölümler, konut kooperatifleri ve konut siteleridir. Bu yerlerin kalorifer, asansör, hidrofor, merdiven otomatiği, kapıcı dairesi vb. gibi ölçümleri ayrı sayaç ile yapılan ortak kullanım yerleri, ibadethanelerin 27/07/2013 tarihli ve 28720 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren Genel Aydınlatma Yönetmeliği kapsamında yer almayan tüketimleri ile müştemilatı niteliğindeki lojman ve benzeri yerleri, T.C. Başbakanlık Afet ve Acil Durum Yönetimi Başkanlığı(AFAD) tarafından kurulan geçici barınma merkezleri mesken abone grubu kapsamındadır.”
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1964046294213.docx | ÖNLİSANS VE LİSANS İŞLEMLERİ İLE İLGİLİ BAŞVURULARA İLİŞKİN
USUL VE ESASLAR
Amaç ve Kapsam
Madde 1- (1) Bu usul ve esaslar; önlisans ve lisanslara ilişkin elektrik piyasasına ilişkin ikincil mevzuatta düzenlenen başvuru, sona erdirme, tadil, tesis devri, tüzel kişi birleşme veya bölünme gibi işlemlerin elektronik ortamda veya yazılı olarak yapılmasına ilişkin usul ve esasları düzenlemektedir.
Tanım ve Kısaltmalar
Madde 2- (1) Bu usul ve esaslarda yer verilen terim ve kısaltmalar, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinde yer verilen terim ve kısaltmalarla, bu maddede bulunmaması halinde ilgili mevzuatta yer verilen terim ve kısaltmalarla aynı anlama gelir.
Elektronik Başvurunun kapsamı
Madde 3- (1) Aşağıdaki başvurular EPDK Başvuru Sistemi üzerinden elektronik ortamda elektronik başvuru yetkilisi eliyle yapılır:
Önlisans başvuruları, tadil başvuruları, birleşme veya bölünme onay başvuruları ve sona erdirme başvuruları,
Üretim lisansı başvuruları, tadil başvuruları, birleşme veya bölünme onay başvuruları ve tesis/proje devri onay başvuruları ile sona erdirme başvuruları,
Tedarik lisansı başvuruları, tadil başvuruları ve sona erdirme başvuruları,
ç) Üretim lisansı kapsamında YEKDEM başvuruları.
(2) İletim, dağıtım, OSB dağıtım, OSB üretim, OSB üretim önlisans ve piyasa işletim lisanslarına ilişkin başvurular ile nükleer enerjiye dayalı önlisans ve üretim lisansı başvuruları ve bunların tadili ile sona erdirilmesine ilişkin başvurular yazılı olarak yapılır.
Elektronik Başvuru Yetkilisi
Madde 4- (1) Bir tüzel kişinin EPDK Başvuru Sistemi üzerinden başvuru yapabilmesi için en az bir elektronik başvuru yetkilisinin olması zorunludur. Bu kişi münferiden EPDK Başvuru sistemine muhatap yetkilisi olarak tanımlanır. Tüzel kişiler elektronik başvuru yetkilisi olarak üçüncü kişileri de yetkilendirebilir. Üçüncü kişiler muhatap yetkilisi ya da önlisans ve/veya lisans yetkilisi olarak tanımlanabilir.
(2) Tüzel kişi yetkilisinin elektronik başvuru yetkilisi olarak tanımlanabilmesi için EK-1 dilekçe ile Kuruma yazılı olarak bildirilmesi gerekir. Dilekçe ekinde “Yetki Belgesi” sunulur.
(3) Kurum, yetki belgesinin sunulmasını takip eden beş iş günü içerisinde elektronik başvuru yetkilisinin EPDK Başvuru Sistemi’ne erişim yetkisini tanımlar.
(4) Yetkilendirme ile ilgili olarak;
Tüzel kişi elektronik başvuru yetkilisinin, tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili kişi olması halinde; tüzel kişiyi temsil ve ilzama ilişkin “Yetki Belgesi”nin aslı veya noter onaylı sureti ya da aslı ile birlikte fotokopisinin Kuruma sunulması gerekir.
EPDK Başvuru Sistemine müştereken yetkilendirme yapılamaz. Tüzel kişinin müştereken temsil ve ilzam edildiği durumlarda, söz konusu müşterek yetkililerden hangilerinin münferiden elektronik başvuru yetkilisi olarak tanımlanacağı, Kuruma yazılı olarak bildirilir.
Muhatap yetkilisi EPDK Başvuru Sistemi kapsamındaki tüm işlemler için yetkilendirilmiş kabul edilir. EPDK Başvuru Sisteminde muhatap yetkilisi olarak yetkilendirilmiş kişiler için kısıt ihdas edilemez.
ç) Önlisans ve/veya lisans bazında yetkilendirilen kişi; sadece yetkilisi olduğu önlisans ve/veya lisans ile ilgili başvurularda bulunabilir. Önlisans ve/veya lisans bazında yetkilendirilen kişi; unvan değişikliği hariç yetkilisi olduğu tüzel kişiye ilişkin bilgiler ile birleşme veya bölünme onayı başvurularında bulunamaz.
(5) Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili kişiler dışında bir kişinin muhatap yetkilisi olması halinde, Kuruma sunulacak vekâletnamede (EK-2.a) asgari olarak vekilin, EPDK Başvuru Sistemi üzerinde;
Kuruma önlisans ve/veya lisans başvurusunda bulunma, yapılmış önlisans ve/veya lisans başvurularından vazgeçme,
Tüzel kişinin sahibi olduğu önlisans ve/veya lisanslar için tadil başvurusunda bulunma, yapılmış tadil başvurularından vazgeçme,
Tüzel kişinin sahibi olduğu önlisans ve/veya lisanslar için sona erdirme başvurusunda bulunma, bu başvurudan vazgeçme,
ç) Tüzel kişinin üretim lisansları için tesis/proje devri onay başvurusunda bulunma ve bu başvurudan vazgeçme,
Birleşme veya bölünmeye onay verilmesi için başvuruda bulunma ve bu başvurudan vazgeçme,
Tüzel kişinin sahibi olduğu yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim lisansları için YEKDEM başvurusunda bulunma, bu başvurudan vazgeçme,
hususlarında temsil ve ilzama yetkilendirilmiş olması zorunludur.
(6) Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili kişiler dışında üçüncü bir kişinin “önlisans ve/veya lisans yetkilisi” olması halinde Kuruma sunulacak vekâletnamede (EK-2.b) asgari olarak vekilin, EPDK Başvuru Sistemi üzerinde tüzel kişinin kendisini yetkilendirdiği;
Önlisanslar için tadil başvurusunda bulunma, yapılmış tadil başvurularından vazgeçme, üretim lisansı veya sona erdirme başvurusunda bulunma,
Lisanslar için, tadil başvurusunda bulunma, yapılmış tadil başvurularından vazgeçme, sona erdirme başvurusunda bulunma,
Tüzel kişinin sahibi olduğu yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim lisansları için YEKDEM başvurusunda bulunma, bu başvurudan vazgeçme,
ç) Tüzel kişinin üretim lisansları için tesis/proje devri onay başvurusunda bulunma ve bu başvurudan vazgeçme,
hususlarında temsil ve ilzama yetkilendirilmiş olduğunun belirtilmesi zorunludur.
(7) Bir tüzel kişinin EPDK Başvuru Sistemi üzerinde başvuru yetkilisinin tanımlanabilmesi için yetkilendirme başvuru dilekçesi ve eki yetki belgesinin, tüzel kişinin UETS adresi dahil tam ve doğru bilgilerle doldurulmuş olması gerekir. Aksi halde söz konusu başvuru dikkate alınmaz.
Elektronik Başvuru Usulü
Madde 5 - (1) EPDK Başvuru Sistemine erişim; e-devlet şifresi, elektronik imza veya mobil imza ile sağlanır.
(2) EPDK Başvuru Sisteminde başvuru, başvuru türüne göre öngörülen bilgilerin girilmesi, seçeneklerin işaretlenmesi, gerekli evrakların yüklenmesi ve sonunda elektronik imza veya mobil imzayla imzalanması suretiyle yapılır.
Başvurulara ilişkin bilgi ve belgeler
Madde 6- (1) Önlisans ve lisans başvuruları ile tadillere ilişkin başvurularda EK-3, EK-4 ve EK-5’te yer alan bilgi ve belgeler sunulur.
Yazılı Başvuru
Geçici Madde 1 – (1) Bu usul ve esasların 3 üncü maddesinin birinci fıkrasında sayılan başvurular Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin Geçici 28 inci maddesinde belirlenen tarihe kadar yazılı olarak da yapılabilir. Belirlenen tarihten sonra yazılı olarak yapılan başvurulara ilişkin evraklar, işleme alınmayarak ilgilisine iade edilir.
Yürürlük
Madde 7- (1) Bu usul ve esaslar, yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 8- (1) Bu usul ve esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür.
EK-1 - Elektronik başvuru yetkilisine ilişkin dilekçeler
EK-2 - Vekaletname örnekleri
EK-3 - Önlisans başvurusunda sunulması gereken bilgi ve belgeler listesi
EK-4 - Lisans başvurusunda sunulması gereken bilgi ve belgeler listesi
EK-5 - Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları İle Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi
EK-1.a - Tüzel Kişi / Muhatap Yetkilisi Tanımlanmasına İlişkin Dilekçe*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Tüzel kişiliğimizi EPDK Başvuru Sisteminde muhatap yetkilisi olarak temsil ve ilzama yetkili olmak üzere aşağıda belirtilen kişi ya da kişilerin tanımlanması hususunda gereğini arz ederiz.
Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin
Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Muhatap Yetkilisi**:
Adı Soyadı :
TCKN :
Telefon :
Yetki süresi başlangıç tarihi :
Yetki süresi bitiş tarihi :
(**) birden çok kişi yetkilendirilecekse
bu kısma eklenir.
Tüzel kişinin ticaret unvanı :
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası :
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi :
Telefon :
Faks :
Eposta :
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi :
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi :
Ek:
Tüzel kişi “Yetki Belgesi”nin aslı veya noter onaylı sureti veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi
Vekaletnamenin aslı veya noter onaylı sureti veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi (Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili kişiler dışında üçüncü kişilerin yetkilendirilmesi halinde sunulacaktır.)
(*) Bu dilekçede yer verilen bilgilerin hepsinin tam ve doğru olarak yazılması zorunludur.
EK-1.b - Önlisans / Lisans Yetkilisi Tanımlanmasına İlişkin Dilekçe *
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Tüzel kişiliğimizi temsil ve ilzama yetkili olarak aşağıda belirtilen kişi ya da kişilerin EPDK Başvuru Sisteminde aşağıda belirlenen önlisans ve/veya lisanslara ilişkin işlemleri yapmak üzere önlisans ve/veya lisans yetkilisi olarak tanımlanması hususunda gereğini arz ederiz.
Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin
Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Önlisans ve/veya lisans yetkilisi :
Adı Soyadı :
TCKN :
Cep Telefonu :
Yetki süresi başlangıç tarihi :
Yetki süresi bitiş tarihi :
Tüzel kişinin ticaret unvanı :
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası :
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi :
Telefon :
Faks :
Eposta :
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi :
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi :
Ek:
Tüzel kişi “Yetki Belgesi”nin aslı veya noter onaylı sureti veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi
Vekâletnamenin aslı veya noter onaylı sureti veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi (Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili kişiler dışında üçüncü kişilerin yetkilendirilmesi halinde sunulacaktır.)
(*) Bu dilekçede yer verilen bilgilerin hepsinin tam ve doğru olarak yazılması zorunludur.
EK- 2.a - Tüzel Kişi / Muhatap Yetkilisi Kişiler İçin Vekâletname Örneği *
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) Başvuru Sistemi üzerinde tüzel kişi / muhatap yetkilisi olarak; Şirketimiz nam ve hesabına, Kurumunuza önlisans ve/veya lisans başvurusunda bulunmaya, sahibi olduğumuz önlisans ve/veya lisanslar için tadil başvurusunda bulunmaya, önlisans ve/veya lisans sona erdirme başvurusunda bulunmaya, tüzel kişiliğimize dair birleşme veya bölünme onay başvurusunda bulunmaya, sahibi olduğumuz elektrik üretim tesis ve/veya projelerinin devri işlemlerine onay verilmesi için başvuruda bulunmaya, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim lisansları için YEKDEM başvurusunda bulunmaya veya tüm bu hususlardaki başvurulardan vazgeçmeye ve EPDK Başvuru Sistemi üzerinde tanımlanmış diğer başvuruları yapmaya tam ve sınırsız olarak meblağ ve orandan bağımsız olarak temsil ve ilzama yetkili olmak üzere ............................TC Kimlik Numaralı, ............ .............. vekil tayin edilmiştir.
Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin
Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
(*) Bu vekaletnamede tüzel kişi / muhatap yetkilisi için belirlenen yetkiler asgari yetkilerdir.
EK - 2.b.1 - Önlisans Yetkilisi Kişiler İçin Vekâletname Örnekleri
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Önlisansa ilişkin;
Tüzel kişiliğimizin sahibi olduğu;
.......... tarihli ve ............ numaralı önlisansa ilişkin olarak*,
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) Başvuru Sistemi üzerinde önlisans başvuru yetkilisi olarak; Şirketimiz nam ve hesabına işbu önlisansa ilişkin tadil başvurusunda bulunmaya, sona erdirme başvurusunda bulunmaya, bu önlisans için üretim lisansı başvurusunda bulunmaya, yapılmış başvurulardan vazgeçmeye tam ve sınırsız, meblağ ve orandan bağımsız olarak Şirketimizi temsil ve ilzama yetkili olmak üzere .........................TC Kimlik Numaralı, ........... ........... vekil tayin edilmiştir.
Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin
Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
(*) Bu satır birden çok önlisans için yetkilendirme yapılması halinde gerektiği kadar çoğaltılabilir.
EK - 2.b.2 – Üretim Lisansı Yetkilisi Kişiler İçin Vekâletname Örnekleri
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Üretim lisansına ilişkin;
Tüzel kişiliğimizin sahibi olduğu;
.......... tarihli ve ............ numaralı üretim lisansına ilişkin olarak*,
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) Başvuru Sistemi üzerinde lisans başvuru yetkilisi olarak; Şirketimiz nam ve hesabına işbu lisansa ilişkin tadil başvurusunda bulunmaya, sona erdirme başvurusunda bulunmaya, tesis devri onay başvurusunda bulunmaya, YEKDEM başvurusunda bulunmaya, yapılmış başvurulardan vazgeçmeye tam ve sınırsız, meblağ ve orandan bağımsız olarak Şirketimizi temsil ve ilzama yetkili olmak üzere .......................TC Kimlik Numaralı, ........... ................... vekil tayin edilmiştir.
Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin
Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
(*) Bu satır birden çok üretim lisansı için yetkilendirme yapılması halinde gerektiği kadar çoğaltılabilir.
EK - 2.b.3 - Diğer Lisanslar Yetkilisi Kişiler İçin Vekâletname Örnekleri
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Diğer lisanslar için;
Tüzel kişiliğimizin sahibi olduğu;
.......... tarihli ve ............ numaralı ............. lisansına ilişkin olarak*,
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) Başvuru Sistemi üzerinde lisans başvuru yetkilisi olarak; Şirketimiz nam ve hesabına işbu lisansa ilişkin tadil başvurusunda bulunmaya, sona erdirme başvurusunda bulunma ve yapılmış tadil başvurularından vazgeçmeye yapılmış başvurulardan vazgeçmeye tam ve sınırsız, meblağ ve orandan bağımsız olarak Şirketimizi temsil ve ilzama yetkili olmak üzere ........................... TC Kimlik Numaralı, ........... .................. vekil tayin edilmiştir.
Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin
Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
(*) Bu satır birden çok lisans için yetkilendirme yapılması halinde gerektiği kadar çoğaltılabilir.
EK-3
ÖNLİSANS BAŞVURUSUNDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) Önlisans Başvuru Dilekçesi (Ek-3.1):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-3.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
2) Yetki Belgesi:
Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili şahıs ya da şahısların “Yetki Belgeleri”nin aslı veya noter onaylı suretleri veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde yetkili tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi usul ve esaslarda belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde yetkili tanımlanması daha önce yapılmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur.
Yazılı olarak yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
3) Esas Sözleşme:
Tüzel kişilik esas sözleşmesinin, Türkiye Ticaret Siciline tescil edilmiş olan tüm tadiller işlenmiş son halinin, Ticaret Sicili Memurluğunca tasdiklenmiş bir nüshası veya tüzel kişilik kaşesi altında, tüzel kişiliği temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce imzalanmış bir nüshası
(Esas sözleşme kapsamında;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Önlisans sahibi tüzel kişi, üretim lisansı alınıncaya kadar, Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, tüzel kişinin ortaklık yapısında değişiklik yapılamayacağına ilişkin Yönetmelikte öngörülen mevcut hükme,
- Önlisans sahibi tüzel kişinin pay senetlerinin nevi ve ortaklık yapısında değişiklik yapılamayacağına ilişkin hüküm ile Şirket sermaye miktarının düşürülmesine ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
Önlisans başvurusu yapan tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde dağıtım faaliyeti yürütmelerine ya da dağıtım faaliyeti yürüten tüzel kişiler ile iştirak ilişkisi kurabileceğine ilişkin hükümlere yer verilemez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
4) Üretim Tesisine İlişkin:
a) Bilgi Formu [Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g)]
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, projeye ilişkin koordinat, kurulu güç vd. bilgilerin EPDK başvuru sisteminde yer alan şablonlar kullanılarak veya tek tek eklenerek girilmesi sonucunda kaynak türüne göre Ek-3.2 örneklere uygun biçimde sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Yazılı yapılacak başvurularda kaynak türüne göre Ek-3.2 örneklere uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
b) Üretim Tesisinin Yerleşim Yeri Projesi
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin halihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında, başvuru aşamasında işbu belge istenmez. TEİAŞ tarafından yapılacak yarışma neticesinde bağlantı hakkı kazanan projeler için yarışmayı müteakip sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Tek Hat Şeması
(Üretim tesisinin bağlanacağı/bağlı olduğu bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Üretim lisansı başvurularına ilişkin olarak, üretim tesisi barasına tüketici bağlanacak ise bu husus özellikle tek hat şemalarında belirtilir ve açıklama notu yazılır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.)
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında, başvuru aşamasında işbu belge istenmez. TEİAŞ tarafından yapılacak yarışma neticesinde bağlantı hakkı kazanan projeler için yarışmayı müteakip sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) ÇED Belgesi
(Rüzgar, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı başvurular hariç olmak üzere, 25/11/2014 tarihli ve 29186 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED) Yönetmeliği kapsamında alınan ÇED Belgesi)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
d) Duyarlı Yöreler Beyanı (Ek-3.3)
(Bu beyan kapsamında, ÇED Yönetmeliğinin Ek-5’inde yer alan duyarlı yörelerin her biri için ayrı ayrı başvuru sahasının söz konusu alanlar içinde yer alıp almadığının var/yok şeklinde seçilmesi gerekmektedir. Herhangi bir duyarlı yörenin “var” olarak seçilmesi halinde açıklama kısmına söz konusu Duyarlı Yöre’nin üretim tesisi kurulmasına neden engel olmadığının ya da engelin nasıl aşılacağının, ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir.)
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinde otomatik olarak oluşturulur. Yazılı yapılacak başvurularda Ek-3.3 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
e) İmar Durumu Belgesi
(Önlisans başvurusuna konu sahanın niteliğine göre Mekânsal Planlar Yapım Yönetmeliği ve Planlı Alanlar İmar Yönetmeliği veya Plansız Alanlar İmar Yönetmeliği uyarınca ilgili kurumdan ya da kurumlardan alınmış olan ve sahanın tamamının mevcut imar durumunu gösteren belge ya da belgeler)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
f) İmar Durumu Beyanı (Ek-3.4)
(Başvuru yapılan sahaya ilişkin imar tadilatının gerekmesi halinde, mekânsal strateji planı, çevre düzeni planı, varsa nazım ve/veya uygulama imar planları bakımından tadile engel bir hususun olup olmadığı EPDK Başvuru Sistemi beyanlar sayfasındaki ilgili alanlardan seçilmesi suretiyle belirtilmelidir. İmar durumu bakımından beyan edilen her plan için söz konusu planın tarihinin ve üretim tesisinin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir.)
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sisteminde otomatik olarak oluşturulur. Yazılı yapılacak başvurularda Ek-3.4 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
g) Yasaklı Alanlar Beyanı (Ek-3.5)
(Önlisans başvurusuna konu santral sahasının tamamının ya da bir kısmının (rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları bakımından tesis alanlarına -türbin, şalt sahası, kablo kanalları ve yollar, diğer kaynaklara dayalı önlisans başvuruları bakımından santral sahasının tamamına- isabet etmediğini açık biçimde (koordinat, ada/pafta vb. bilgilere yer vermek suretiyle) ifade edilmesi gerekir.) 5403 sayılı Toprak Koruma ve Arazi Kullanımı Kanunu kapsamında;
• Mutlak tarım arazilerini,
• Özel ürün arazilerini,
• Dikili tarım arazilerini,
• Sulu tarım arazilerini,
• Büyük ovaları,
• Çevre arazilerde tarımsal kullanım bütünlüğünü bozan alanlar ile 3573
sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanun kapsamında zeytinlik sayılan alanları kapsayıp kapsamadığına ilişkin beyan. Üretim tesisinin kurulacağı alanda burada belirtilen alanlardan biri bulunması halinde konuya ilişkin belge sunulur.)
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi beyanlar sayfasında ilgili alanların seçilmesi sonucunda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Başvuru yapılacak sahanın yasaklı alanları kapsadığının beyan edilmesi halinde yasaklı alanların, tesisin kurulmasına neden olan engelin nasıl aşılacağının ayrı ayrı açıklanması zorunludur. Gerekli açıklama yapılmadan başvuru imzalanamaz. Açıklamaya ilişkin varsa bilgi/belgeler evrak yükleme sayfasında yer alan ilgili bölüme yüklenmelidir. Yazılı yapılacak başvurularda Ek-3.5 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
5) Kaynak Belgesi/Beyanı:
Üretim tesisinde yerli doğal kaynak kullanılması halinde (kaynağın türüne göre);
Devlet Su İşleri (DSİ) ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşması’nın veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığına ilişkin belge,
Yerli madenler ile jeotermal kaynakların kullanım haklarına ilişkin olarak; enerji kaynağının kullanım hakkı ya da diğer ayni haklarının tesis edilmiş olduğunun veya bu hakların tesis edileceğinin yetkili gerçek veya tüzel kişilerce taahhüt edilmiş olduğuna ilişkin belge,
Yerli madenlere dayalı önlisans başvurularında; kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
ç) Biyokütleye dayalı başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynak miktarının en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak, uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde karşılanacağına ilişkin belgeler, kaynak sahiplerinin kaynak tahsisine ilişkin beyanları ya da sözleşmeler. Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir. Önlisans başvurusunda sözleşme yerine kaynak sahibinin beyanının sunulması halinde, beyana konu kaynağa ilişkin sözleşmeler lisans başvurusunda sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
6) Ölçüm Belgesi (Ek-3.6) :
(Tesisin kurulacağı santral sahası üzerinde ve/veya sahayı temsil edecek yerde, önlisans başvurusunun yapıldığı tarihe göre son sekiz yıl içerisinde elde edilmiş bir yıl süreli ve mevzuatına uygun rüzgar enerjisine dayalı projeler için Rüzgâr Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu (Ek-3.6.a) ve Rüzgâr Ölçüm Sonuç Raporu (Ek-3.6.b), güneş enerjisine dayalı projeler için Güneş Ölçüm İstasyonu Kurulum Raporu (Ek-3.6.c) ve Güneş Ölçüm Sonuç Raporu (Ek-3.6.d) rapor)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak ya da yazılı yapılacak başvurularda ölçüm belgesi, ölçümü onaylayan MGM veya akredite kuruluş sisteminden çevrimiçi servis aracılığıyla otomatik olarak EPDK Başvuru sistemine yüklenir.
7) Yasaklı Olmama Beyanı (Anonim Şirketler için Ek-3.7.a, Limited Şirketler için Ek-3.7.b):
(EPDK başvuru sistemi beyanlar sayfasında yer alan yasaklı olmama beyanında Yönetim Kurulu Başkanı/Üyeleri ve Müdürlere ait isim ve T.C. kimlik numaralarına ilişkin bilgilerin girilmesi gerekmektedir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alanın seçilmesi suretiyle otomatik olarak oluşturulur. Yazılı yapılacak başvurularda Ek-3.7 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
8) Ortaklık Yapısı Belgeleri:
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay oran ve tutarları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler.
(Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler sunulur. Bu kapsamda gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen ortakların pay oranları virgülden sonra en fazla üç hane olacak şekilde düzenlenerek; gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Tüzel kişinin ortaklık yapısında dolaylı pay sahipliğinin de ayrıca hesaplanması ve yapılan hesaplama sonucunda; ortaklık yapısında yüzde on ve üzerinde (halka açık şirketlerde % 5 ve üzerinde) doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların pay oranlarının yüzde (%) olarak gösterilmesi gerekir.
Önlisans alınıncaya kadar ortaklık yapısında herhangi bir değişiklik olması durumunda, değişikliği gösteren bilgi ve belgeler ile sunulan şemanın güncellenerek Kuruma sunulması gerekir.
Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir. Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
Yönetmeliğin 51 inci maddesi çerçevesinde, başvuruda bulunan tüzel kişinin önlisansına derç edilecek olan dolaylı pay sahipliği oranının tespitinde, yukarıda belirtilen şema çerçevesinde yapılan hesaplamalar kapsamında, ilgili tüzel kişinin beyanı esas alınır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema sisteme excel formatında yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf ortamında sisteme yüklenmesi gerekir. Yazılı yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında CD içerisinde, belgeler yazılı biçimde başvuru ekinde sunulur.
9) Kontrol Beyanı/Belgeleri (Ek-3.8):
(Önlisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç, Yönetmelikte yer alan “kontrol” tanımı çerçevesinde bir ilişkinin olup olmadığına ilişkin beyan ile “kontrol” tanımı kapsamında bir ilişkinin varlığı halinde bu ilişkiyi gösteren belgeler.)
Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları ifade eder (Yönetmelik m.4/1.ü)).
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda kontrol ilişkisine ait alanların işaretlenmesi sonucunda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Kontrol tanımı kapsamında bir ilişkinin “var” olduğunun seçilmesi halinde söz konusu ilişkiyi gösteren belgelerin EPDK Başvuru Sistemi dokuman yükleme sayfasından sisteme yüklenmesi gerekmektedir. Yazılı yapılacak başvurularda Ek-3.8 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
10) Tüzel kişinin güncel sermaye tutarını gösteren belgeler:
(Bu kapsamda; şirket sermayesinin; üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının asgari yüzde beşine, nükleer enerjiye veya yerli madenlere dayalı üretim tesisi kurulması için yapılan önlisans başvuruları açısından asgari yüzde birine tekabül etmesi zorunludur. Ayrıca, asgari sermaye hesabı yapılırken Yönetmeliğin 12 nci maddesinin dokuzuncu fıkrası hükümlerinin de göz önünde bulundurulması gerekir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alan doldurulur ve belgesi sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
11) Teminat Belgesi (Ek-3.9):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda Ek-3.9 örneğe uygun teminat mektubu sisteme pdf formatında yüklenir. Başvuru sonrasında beş iş günü içinde banka teminat mektubunun aslı ve mektubun ilgili banka şubesi tarafından düzenlendiğine ilişkin teyit yazısının bir dilekçe ekinde Kuruma ibraz edilmesi gerekmektedir. Düzenlenen teminat mektubunun lehdarı ile kredisi kullandırılan tüzel kişinin farklı olması halinde, söz konusu durumu belirtir banka yazısının da sunulması gerekmektedir. Teminatın nakit olarak sunulması halinde Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin dekontun başvuru aşamasında sisteme pdf formatında yüklenmesi gerekir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
12) Önlisans Alma Bedeli:
Önlisans başvurusunda bulunulan yıl itibariyle geçerli önlisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge (Yerli madenler ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişiler önlisans alma bedelinin yüzde onunu yatırır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda ödeme yapıldığına ilişkin dekont bilgilerinin ilgili alana girilmesi ve dekontun pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekmektedir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
13) Organize Sanayi Bölgeleri, Serbest Bölgeler, Endüstri Bölgeleri v.b. gibi özel kanunla kurulmuş bölgelerde kurulacak üretim tesisleri için yetkili merciden elektrik üretim tesisi kurulmasında sakınca olmadığına ilişkin alınacak belge.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurularda başvuru ekinde sunulur.
14) Önlisans başvurusuna konu üretim tesisine ilişkin kml veya kmz uzantılı dosya.
(Sunulacak kml veya kmz uzantılı dosya;
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı tesisler için santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerini
Termik enerjiye dayalı tesisler için santral sahası ile varsa kül depolama sahasını,
Jeotermal enerjiye dayalı tesisler için santral sahası ile jeotermal ruhsat alanını
Biyokütle ve nükleer enerjiye dayalı tesisler için santral sahasını
Hidrolik enerjiye dayalı tesisler için, projede öngörülen üretim tesisine ilişkin baraj-regülatör alanı ile, iletim yapısı (tünel ya da kanal), yükleme havuzu, cebri boru, santral binası, şalt sahası alanını,
gösterecektir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir. Yazılı yapılan başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulur.
15) Nükleer enerjiye dayalı önlisans başvuruları için ilgili kurumdan alınacak yer lisansı.
Yazılı yapılan başvurularda başvuru ekinde sunulur.
16) Saha mülkiyetine ilişkin belge :
Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı kaynaklar için üretim tesisinin kurulacağı sahanın tamamının başvuruda bulunacak tüzel kişinin mülkiyetine konu olması halinde, mülkiyet hakkına sahip olunduğuna ilişkin belge.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurularda başvuru ekinde sunulur.
Ek-3.1
ÖNLİSANS BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
...................(İlinde/İllerinde)................(İlçesinde/İlçelerinde) kurulması planlanan .......................................... projesi için önlisans almayı talep etmekteyiz.
Önlisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize önlisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP):
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
*: Başvurunun yazılı yapılması halinde sunulur.
Ek-3.2.a
TERMİK ÜRETİM TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
Açıklama:
1 Kurulu güç, MW cinsinden ve virgülden sonra en fazla dört basamaklı olarak belirtilecektir.
2 Üretim tesisinin tipi; yakma sistemine ve/veya konfigürasyonuna göre, konvansiyonel, akışkan yatak, basit çevrim, kombine çevrim veya kojenerasyon olarak belirtilecektir.
3 Varsa, yardımcı ve/veya alternatif yakıt türü de belirtilecektir.
4 Üretim tesisinde elektrik ve ısı üretecek teçhizatların tipi ve sayısı belirtilecektir (Gaz motoru, gaz türbini, buhar türbini, atık ısı kazanı, konvansiyonel kazan, akışkan yataklı kazan v.s. gibi).
5 Üretim tesisinin yıllık ortalama olarak üretebileceği değer yazılacaktır.
6 Üretim tesisinin bağlanmasının talep edildiği yer ve gerilim seviyesi belirtilecektir.
7 Başvuru tarihi itibariyle üretim tesisinin fiziki durumunun hangi aşamada olduğu belirtilecektir (proje - inşa – kurulu - işletilmeye hazır v.s. gibi).
8 Başvuru sahibi tüzel kişinin kanuni tebligat adresi belirtilecektir.
9 Üretim tesisinde 4/6/1985 tarihli ve 3213 sayılı Maden Kanununun 2 nci maddesinin ikinci fıkrasının IV. Grup madenler başlıklı bendinin (b) alt bendi kapsamında belirtilen madenler kullanılması halinde doldurulacaktır.
*: Başvurunun yazılı yapılması halinde sunulur.
Ek-3.2.b
HİDROELEKTRİK ÜRETİM TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
Açıklama:
1 Virgülden sonra en fazla üç basamaklı olarak belirtilecektir. Üretim tesisi toplam kurulu gücünün, ünite kurulu güçleri ile ünite adedinin çarpımı sonucu bulunacak toplam kurulu güce eşit olması gerekmektedir.
2 Üretim tesisi; “rezervuarlı” veya “kanal tipi” ya da “rezervuarlı ve kanal tipi” olarak belirtilecektir.
3 Tesis tipi rezervuarlı olarak belirtilen üretim tesisleri için geçerlidir.
4 DSİ’nin uygunluk yazısında yer alan bilgilere yer verilecektir.
5 Verilen tek hat şemasına belirtilene uygun şekilde, üretim tesisinin bağlanmasının talep edildiği nokta belirtilecektir.
6 Başvuru tarihi itibariyle üretim tesisinin durumu belirtilecektir ( proje - inşa – kurulu - işletilmeye hazır v.s. gibi)
7 Projede öngörülen üretim tesisine ilişkin baraj-regülatör alanı ile, iletim yapısı (tünel ya da kanal), yükleme havuzu, cebri boru, santral binası, şalt sahası alanını, koordinatları.
*: Başvurunun yazılı yapılması halinde sunulur.
Ek-3.2.c
RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
1 Tadil talebinde bulunurken doldurulacaktır.
2 Virgülden sonra en fazla üç basamaklı olarak belirtilecektir.
3Yıllık azami elektrik enerjisi üretim miktarı; İlgili Kurul Kararına göre belirlenecektir.
4Önlisans başvurularında bağlantı bölgesi, tadil başvurularında ise bağlantı noktası belirtilecektir.
5Başvuru tarihi itibariyle üretim tesisinin durumu belirtilecektir (proje - inşa – kurulu - işletilmeye hazır v.s. gibi)
6Yeni önlisans başvurularından "başvuru", tadil taleplerinde ise tadil türü (kapasite artışı, santral sahası değişikliği, koordinat değişikliği vb.) belirtilecektir.
7 İlgili Kurul Kararı kapsamında belirlenecektir.
*Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
Ek-3.2.ç
GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
Açıklama:
1 Tadil talebinde bulunurken doldurulacaktır.
2 Virgülden sonra en fazla dört basamaklı olarak belirtilecektir.
3 Yıllık azami elektrik enerjisi üretim miktarı; İlgili Kurul Kararına göre belirlenecektir.
4 Önlisans başvurularında bağlantı bölgesi, tadil başvurularında ise bağlantı noktası belirtilecektir.
5 Başvuru tarihi itibariyle üretim tesisinin durumu belirtilecektir (proje - inşa – kurulu - işletilmeye hazır v.s. gibi)
6 Yeni önlisans başvurularından "başvuru", tadil taleplerinde ise tadil türü (kapasite artışı, santral sahası değişikliği, koordinat değişikliği vb.) belirtilecektir.
7 İlgili Kurul Kararı kapsamında belirlenecektir.
*Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
Ek-3.2.d
JEOTERMAL ENERJİYE DAYALI ÜRETİM TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
Açıklama:
1 Virgülden sonra en fazla dört basamaklı olarak belirtilecektir.
2 İlgili Kurul Kararı kapsamında belirlenecektir.
3 Üretim tesisinin bağlanmasının talep edildiği nokta belirtilecektir.
4 Başvuru tarihi itibariyle üretim tesisinin durumu belirtilecektir (proje - inşa – kurulu - işletilmeye hazır v.s. gibi)
*Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
Ek-3.2.e
BİYOKÜTLEYE DAYALI ÜRETİM TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
Açıklama:
1 Birden fazla teknolojinin kullanılıyor olması durumunda kullanılan her bir teknoloji türü işaretlenmelidir.
2 Birden fazla atık kullanılıyor olması durumunda kullanılan her bir atık türü işaretlenmelidir.
3 Virgülden sonra en fazla dört basamaklı olarak belirtilecektir.
4 İlgili Kurul Kararı kapsamında belirlenecektir.
5 Üretim tesisinin bağlanmasının talep edildiği nokta belirtilecektir.
6 Başvuru tarihi itibariyle üretim tesisinin durumu belirtilecektir (proje - inşa – kurulu - işletilmeye hazır v.s. gibi)
*Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
Ek-3.2.f
DALGA / AKINTI / GEL-GİT ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
1 Virgülden sonra en fazla dört basamaklı olarak belirtilecektir.
2 Üretim tesisinin bağlanmasının talep edildiği nokta belirtilecektir.
3 Başvuru tarihi itibariyle üretim tesisinin durumu belirtilecektir (proje - inşa – kurulu - işletilmeye hazır v.s. gibi)
*Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
Ek-3.2.g
NÜKLEER GÜÇ SANTRALİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU*
Açıklama:
1 Kurulu güç, MW cinsinden ve virgülden sonra en fazla dört basamaklı olarak belirtilecektir.
2 Üretim tesisinin tipi (kullanılan reaktör tipine göre belirtilecektir)
3 Üretim tesisinde elektrik ve ısı üretecek teçhizatların tipi ve sayısı belirtilecektir. (Reaktör ve buhar/gaz türbini sayısı)
4 Üretim tesisinin yıllık ortalama olarak üretebileceği değer yazılacaktır.
5 Başvuru sahibi tüzel kişinin kanuni tebligat adresi belirtilecektir.
*Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
Ek-3.3
DUYARLI YÖRELER BEYANI *
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
*:Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde doldurulup Kuruma sunulur.
**: Duyarlı Yöre bulunduğuna ilişkin beyan edilen her durum için söz konusu Duyarlı Yöre’nin üretim tesisi kurulmasına neden engel olmadığının ya da engelin nasıl aşılacağının, sıra numaraları ile belirlenmek kaydıyla, ayrı ayrı açıklanması gerekir.
Ek-3.4
İMAR DURUM BEYANI*
İmar tadilatının gerekmesi halinde tadilatın yapılmasının önünde;
olduğunu beyan ederiz. Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
*Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
**: İmar durumu bakımından herhangi bir engelin olduğunun beyan edilmesi durumunda beyan edilen her plan için söz konusu planın tarihinin ve üretim tesisinin kurulmasına neden engel olmadığının ya da engelin nasıl aşılacağının açıklanması gerekmektedir.
Ek-3.5
YASAKLI ALANLAR BEYANI*
Önlisans başvurusuna konu santral sahasının tamamında ya da bir kısmında (rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları bakımından türbin, şalt sahası, kablo kanalları ve yollar), 5403 sayılı Toprak Koruma ve Arazi Kullanımı Kanunu kapsamında;
olduğunu beyan ederiz. Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
*: Başvurunun yazılı olarak yapılması durumunda sunulur.
**: Yasaklı alan bulunduğuna ilişkin beyan edilen her durum için söz konusu Yasaklı Alanın üretim tesisi kurulmasına neden engel olmadığının ya da engelin nasıl aşılacağının, ayrı ayrı açıklanması gerekir.
(Rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvuruları bakımından tesis alanlarına (türbin, şalt sahası, kablo kanalları ve yollar), diğer kaynaklara dayalı önlisans başvuruları bakımından santral sahasının tamamına isabet etmediğini açık biçimde (koordinat, ada/pafta vb. bilgilere yer vermek suretiyle) ifade edilmelidir.)
Ek-3.6.a
RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU KURULUM RAPORU *
** Ölçüm direği üzerindeki sensörler, Dünya Meteoroloji Teşkilatı tarafından belirlenen (WMO/CIMO Rehber No.8) ölçüm kriterlerini sağlamaktadır ve Meteoroloji Genel Müdürlüğü’nün (veya ... Akredite Kuruluşunun) kendi gözlem ağında kullandığı sensör özellikleri ile aynı veya daha iyi özelliktedir ve direk tarafından oluşturulacak türbülanstan ve direğin fiziki konumundan etkilenmemektedir.
*** Bu rapor yerinde inceleme yapılarak onaylanması halinde geçerlidir.
EKLER:
İstasyonda kullanılan cihazlara ilişkin belgeler (üretici firma, tipi, seri numarası, kalibrasyon sertifikası vb.)
Sahaya esas ölçüm izninin aslı veya saha sahibi gerçek veya tüzel kişi tarafından onaylı sureti
İstasyonun kurulum sonrası fotoğrafları
İstasyonun kurulumuna ilişkin fatura ve rapor
Elektronik ortamda kurulum raporu (Kuruma sunulan bilgi ve belgeleri içeren CD)
* MGM veya akredite kuruluş tarafından sunulur.
Ek-3.6.b
RÜZGAR ÖLÇÜM SONUÇ RAPORU *
**Bu rapor, yüzde 20 üzeri veri kaybı gerçekleşmeden hazırlanmıştır.
* MGM veya akredite kuruluş tarafından sunulur.
Ek-3.6.c
GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU KURULUM RAPORU *
** Ölçüm direği üzerindeki sensörler, Dünya Meteoroloji Teşkilatı tarafından belirlenen (WMO/CIMO Rehber No.8) ölçüm kriterlerini sağlamaktadır ve Meteoroloji Genel Müdürlüğü’nün (veya ... Akredite Kuruluşunun) kendi gözlem ağında kullandığı sensör özellikleri ile aynı veya daha iyi özelliktedir.
*** Bu rapor yerinde inceleme yapılarak onaylanması halinde geçerlidir.
EKLER:
İstasyonda kullanılan cihazlara ilişkin belgeler (üretici firma, tipi, seri numarası, kalibrasyon sertifikası vb.)
Sahaya esas ölçüm izninin aslı veya saha sahibi gerçek veya tüzel kişi tarafından onaylı sureti
İstasyonun kurulum sonrası fotoğrafları
İstasyonun kurulumuna ilişkin fatura ve rapor
Elektronik ortamda kurulum raporu (Kuruma sunulan bilgi ve belgeleri içeren CD)
* MGM veya akredite kuruluş tarafından sunulur.
Ek-3.6.d
GÜNEŞ ÖLÇÜM SONUÇ RAPORU FORMATI*
* MGM veya akredite kuruluş tarafından sunulur.
Ek-3.7.a
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Önlisans başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Yönetim kurulu başkanı:
...................... (T.C.K. Numarası:...........)
Yönetim kurulu üyelerimiz:**
...................... (T.C.K. Numarası:...........) ***
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
* Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
**Yönetim kurulu üyesinin tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Yönetim kurulu üyesi tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
Ek-3.7.b
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Önlisans başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Müdürlerimiz:**
...................(T.C.K. Numarası:.................) ***
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
* Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
**Müdürün tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Yönetim kurulu üyesi tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
Ek-3.8
KONTROL BEYANI *
Şirketimiz paylarının doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç olmak üzere;
Şirketimiz üzerinde ortakların veya başka gerçek ya da tüzel kişilerin ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan haklar yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimiz üzerinde sözleşmeler veya başka araçlarla ve Şirketimiz malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkı yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimizin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde ortakların veya başka gerçek veya tüzel kişilerin belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
* Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** OLDUĞUNU/OLMADIĞINI kelimelerinden biri seçilir, OLDUĞUNU kelimesinin seçilmesi halinde belgesinin de ekte sunulması gerekir.
Ek-3.9.a
Önlisans başvurusunda Kuruma sunulması gereken teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Muhsin Yazıcıoğlu Caddesi No:51/C Yüzüncüyıl-ANKARA
......... İli ........İlçesi, .......mevkiinde kurulması planlanan, ...... dayalı ...... MWm kurulu gücünde ............ adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) önlisans başvurusunda bulunacak/önlisans verilen....................’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ..................... (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde belirtilen teminat mektubunun irat kaydedilmesini gerektiren hallerin gerçekleştiğine Kurul tarafından karar verildiği taktirde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu kesin, süresiz ve limit dışıdır.
............... BANKASI A.Ş.
............... ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
Ek-3.9.b
Nükleer enerjiye dayalı önlisans başvurusunda Kuruma sunulması gereken teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Muhsin Yazıcıoğlu Caddesi No:51/C Yüzüncüyıl-ANKARA
......... İli ........İlçesi, .......mevkiinde kurulması planlanan/inşa halindeki, nükleer enerjiye dayalı ...... MWm kurulu gücünde ............ adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) önlisans başvurusunda bulunacak/önlisans verilen ....................’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ..................... (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, Şirketin, elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, şartname, önlisans ve ilgili diğer mevzuat hüküm ve şartlarını yerine getirmemesi veya ilgili mevzuatta teminat mektubunun irat kaydedilmesini gerektirecek bir nedenle önlisansının sona erdirilmesi veya önlisansının iptali halinde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu banka şubesi limitleri ile sınırlı olmaksızın, kesin ve 15 yıl sürelidir.
............... BANKASI A.Ş.
............... ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
EK-4
LİSANS BAŞVURUSUNDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) Lisans Başvuru Dilekçesi (Ek-4.1):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-4.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
2) Yetki Belgesi:
Tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili şahıs ya da şahısların “Yetki Belgeleri”nin aslı veya noter onaylı suretleri veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde yetkili tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi, usul ve esaslarda belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde yetkili tanımlanması daha önce yapılmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur.
Yazılı olarak yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
3) Esas Sözleşme:
Tüzel kişilik esas sözleşmesinin, Türkiye Ticaret Siciline tescil edilmiş olan tüm tadiller işlenmiş son halinin, Ticaret Sicili Memurluğunca tasdiklenmiş bir nüshası veya tüzel kişilik kaşesi altında, tüzel kişiliği temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce imzalanmış bir nüshası
(Esas sözleşme kapsamında;
a) Tüm lisans başvurularında;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen pay devirleri ile birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümlere,
- Lisans sahibi tüzel kişinin pay senetlerinin nevi ve pay devirleri ile şirket birleşme ve bölünmelerine, Şirket sermaye miktarının düşürülmesine, tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için yukarıda belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlere yönelik esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
b) Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için (a)’da belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmiş olması ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun uygun görüşünün alınacağına ilişkin hükme, esas sözleşmede yer verilmesi zorunludur.
c) Esas sözleşmede yapılan ve Türkiye Ticaret Siciline tescil edilen tadillere ilişkin nüshalar, ayrıca sunulmayacak olup, esas sözleşme metnine işlenmiş olarak sunulması gerekmektedir.
ç) Üretim lisansı başvurusu yapan tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde dağıtım faaliyeti yürütmelerine ya da dağıtım faaliyeti yürüten tüzel kişiler ile iştirak ilişkisi kurabileceğine ilişkin hükümlere yer verilemez.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
4) Ortaklık yapısı belgeleri:
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay oran ve tutarları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler.
(Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin, pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan bilgiler sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen ortakların pay oranları virgülden sonra en fazla üç hale olacak şekilde düzenlenerek; gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Tüzel kişinin ortaklık yapısında dolaylı pay sahipliğinin de ayrıca hesaplanması ve yapılan hesaplama sonucunda; ortaklık yapısında yüzde on ve üzerinde (halka açık şirketlerde % 5 ve üzerinde) doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların pay oranlarının yüzde (%) olarak gösterilmesi gerekir. Lisans alınıncaya kadar ortaklık yapısında herhangi bir değişiklik olması durumunda, değişikliği gösteren bilgi ve belgeler ile sunulan şemanın güncellenerek Kuruma sunulması gerekir.
Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir. Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
Yönetmeliğin 51 inci maddesi çerçevesinde, başvuruda bulunan tüzel kişinin lisansına derç edilecek olan dolaylı pay sahipliği oranının tespitinde, yukarıda belirtilen şema çerçevesinde yapılan hesaplamalar kapsamında, ilgili tüzel kişinin beyanı esas alınır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema sisteme excel formatında yüklenir. Son ortaklık yapısını gösteren bilgi ve belgeler kapsamında anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi suretinin, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesinin pdf ortamında sisteme yüklenmesi gerekir. Yazılı yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında CD içerisinde, belgeler yazılı biçimde başvuru ekinde sunulur.
5) Kontrol Beyanı/Belgesi (Ek-4.2):
(Lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç, Yönetmelikte yer alan “kontrol” tanımı çerçevesinde bir ilişkinin olup olmadığına ilişkin beyan ile “kontrol” tanımı kapsamında bir ilişkinin varlığı halinde bu ilişkiyi gösteren belgeler.)
Kontrol: Bir tüzel kişi üzerinde ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan hakları, sözleşmeler veya başka araçlarla ve özellikle bir tüzel kişinin malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkıyla veya bir tüzel kişinin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları ifade eder (Yönetmelik m.4/1.ü)).
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda kontrol ilişkisine ait alanların işaretlenmesi sonucunda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur. Kontrol tanımı kapsamında bir ilişkinin “var” olduğunun seçilmesi halinde söz konusu ilişkiyi gösteren belgelerin EPDK Başvuru Sistemi doküman yükleme sayfasından sisteme yüklenmesi gerekmektedir. Yazılı yapılacak başvurularda Ek-4.2 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
6) Tüzel kişinin güncel sermaye tutarını gösteren belgeler:
(Bu kapsamda; Şirket sermayesinin asgari;
a) Dağıtım lisansı ile piyasa işletim lisansı ve görevli tedarik şirketlerinin tedarik lisansı başvurularında Kurul tarafından belirlenen oran ve/veya tutarda,
b) Tedarik lisansı başvuruları açısından, iki milyon TL tutarında,
c) Üretim lisansı başvuruları açısından, Yönetmeliğin 20 nci maddesinin altıncı fıkrası hükümleri göz önünde bulundurulmak suretiyle, üretim tesisi için Kurum tarafından öngörülen toplam yatırım tutarının yüzde yirmisine, nükleer enerjiye veya yerli madenlere dayalı veya YEKA kapsamında üretim tesisi kurulması için yapılan üretim lisansı başvuruları açısından yüzde beşine eşit,
olması gerekmektedir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alan doldurulur ve belgesi sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
7) Lisans Alma Bedeli:
Lisans başvurusunda bulunulan yıl itibariyle geçerli lisans alma bedelinin Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge
(Yerli madenler ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere üretim lisansı almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin sadece yüzde onu tahsil edilir. Ancak, Yönetmeliğin 5 inci maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca verilecek lisanslar bakımından lisans alma bedelinin tamamının ödenmesi gerekir.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda ödeme yapıldığına ilişkin dekont bilgilerinin ilgili alana girilmesi ve dekontun pdf formatında sisteme yüklenmesi gerekmektedir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
8) Termin programı:
(Üretim lisansına konu elektrik üretim tesisi projesinin özellikleri dikkate alınarak tesis tamamlanma tarihine kadar olan süreci kapsayacak biçimde Kurum tarafından belirlenen şablona uygun şekilde hazırlanır. (Söz konusu termin programı formatına, Kurum internet sayfasında “Elektrik Piyasası” bölümünün “Lisans İşlemleri” başlığı altında yer alan “İlerleme Raporu Formatı” alt başlığı kısmından erişilebilmektedir. YEKA Yönetmeliği kapsamındaki başvurularda EİGM tarafından kabul edilen iş programı sunulur.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme excel formatında yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda başvuru ekinde sunulur.
9) Teminat Belgesi (Ek-4.3):
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda Ek-4.3 örneğe uygun teminat mektubu sisteme pdf formatında yüklenir. Başvuru sonrasında beş iş günü içinde banka teminat mektubunun aslı ve mektubun ilgili banka şubesi tarafından düzenlendiğine ilişkin teyit yazısının bir dilekçe ekinde Kuruma ibraz edilmesi gerekmektedir. Düzenlenen teminat mektubunun lehdarı ile kredisi kullandırılan tüzel kişinin farklı olması halinde, söz konusu durumu belirtir banka yazısının da sunulması gerekmektedir. Teminatın nakit olarak sunulması halinde Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin dekontun başvuru aşamasında sisteme pdf formatında yüklenmesi gerekir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
10) Önlisans Döneminde Tamamlanması Gereken İş ve İşlem Belgeleri:
Üretim lisansı başvurularında, Yönetmeliğin 17 nci maddesinde belirtilen ve önlisans süresi içerisinde tamamlanması gereken iş ve işlemlerin tamamlandığını tevsik eden bilgi ve belgeler
(Bu kapsamda,
a) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olması halinde tapu belgesi, üretim tesisinin kurulacağı sahanın önlisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde ise ilgili sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi ile ilgili olarak, ilgisine göre;
Özel mülkiyete konu taşınmazların 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri gereğince Hazine adına tescillerinin sağlanması veya aynı Kanunun 27 nci maddesi gereğince ilgili mahkemelerden bedelleri ödenerek acele el koyma kararlarının alınmış olması ve bu bedellerin ödendiğine dair makbuzların sunulması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan özel mülkiyete konu taşınmazlarla ilgili olarak kamulaştırma kararının alınması,
Orman kesin izinlerinin alınması,
Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarla ilgili olarak, irtifak hakkının tesis edilmiş olması veya kiralama sözleşmesinin yapılmış olması ya da ön izin alınması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazların bedelsiz kullanımları için Kurul Kararı alınmış olması,
Mera vasıflı taşınmazların tahsis amacı değişikliklerinin yapılarak hazine adına tescili ve irtifak hakkı tesisi/kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
Kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazlarla ilgili olarak; ilgili kamu kurum veya kuruluşu tarafından devrine muvafakat verilen taşınmazın devir bedelinin önlisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili kurum veya kuruluşun hesabına yatırıldığına dair yazının ibraz edilmesi,
Nükleer santrallerde üretim tesisinin kurulacağı sahaya ilişkin tahsis işlemlerinin yapılması,
b) Üretim tesisine ilişkin nazım ve uygulama imar planlarının kesinleşmesi,
c) Üretim tesisinin inşaatına başlanabilmesi için gerekli olan proje ya da kat’i proje onayının alınması (Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin Geçici 26 ncı maddesinde belirtilen süreye kadar proje ya da kat’i proje onayı yerine ön proje onayı da kabul edilir. Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
ç) Bağlantı anlaşması için TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine başvurunun yapılması,
d) Rüzgar enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Askeri Yasak Bölgeler ve Güvenlik Bölgeleri Yönetmeliğine ve askeri atış alanları ile tatbikat bölgelerine ilişkin olumlu görüşün alınması,
e) Rüzgar enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
f) Rüzgar, güneş, hidrolik, jeotermal, biyokütle veya yerli madenlere dayalı üretim lisansı başvuruları için Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması,
g) Üretim tesisine ilişkin yapı ruhsatının veya söz konusu ruhsatın yerine geçecek belgenin sunulması,
ğ) Önlisansa konu üretim tesisi ile ilgili olarak;
1) Önlisans başvurusunda; yerli madenler ile jeotermal kaynakların kullanım haklarına ilişkin olarak; enerji kaynağının kullanım hakkı ya da diğer ayni hakların tesis edileceğinin yetkili gerçek veya tüzel kişilerce taahhüt edilmiş olduğuna ilişkin belge, sunulmuş ise kaynak kullanım hakkına ilişkin anlaşmanın,
2) Hidrolik kaynağa dayalı başvurular için DSİ ile yapılmış Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının,
3) Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için, yükümlü olmaları halinde TEİAŞ ile imzalanmış RES veya GES Katkı Payı anlaşmasının,
4) Biyokütleye dayalı başvurular için; Önlisans başvurusunda kaynak temini kapsamında kaynak sahiplerinin beyanları sunulmuş ise, başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak, uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde karşılanacağına ilişkin belgeler ya da sözleşmeler. Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çitçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir.
h) YEKA kapsamında kurulması planlanan üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair EİGM tarafından tanzim edilecek, üretim lisansı almasına dair uygunluk yazısı olması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
ı) YEKA kapsamında kurulması planlanan elektrik üretim tesisleri için verilen önlisanslar bakımından, kurulacak elektrik üretim tesislerinde kullanılacak aksam için 9/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliğinde belirlenen şartların sağlandığına dair Bakanlık ya da yetkilendirdiği kurum/kuruluşlarca düzenlenecek belge olması, (Bu kapsamdaki belge ilgili Kurum tarafından Kuruma sunulur.)
Üretim lisansı başvurularında (c), (e), (h) ve (ı) maddesinde yer alan belgeler ilgili Kurum tarafından sunulur. Bunların dışında kalan belgeler EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenecek; yazılı yapılacak başvurularda ise başvuru ekinde sunulur.
11) Yasaklı Olmama Beyanı (Anonim Şirketler için Ek-4.4.a, Limited Şirketler için Ek-4.4.b):
Söz konusu beyan, EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ilgili alanın seçilmesi suretiyle otomatik olarak oluşturulur. Yazılı yapılacak başvurularda Ek-4.4 örneğe uygun biçimde doldurularak başvuru ekinde sunulur.
(EPDK başvuru sistemi beyanlar sayfasında yer alan yasaklı olmama beyanında Yönetim Kurulu Başkanı/Üyeleri ve Müdürlere ait isim ve T.C. kimlik numaralarına ilişkin bilgilerin girilmesi gerekmektedir.)
AÇIKLAMALAR:
1) Üretim lisansı başvuruları haricindeki lisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 ve 11 inci maddelerinde belirtilen belgelerin sunulması zorunludur.
2) Kamu tüzel kişileri lisans başvurularında; kamu tüzel kişisi olduklarını gösterir belgeleri sunmaları kaydıyla, listenin 3, 6 ve 9 numaralı maddelerinde belirtilen belgeleri sunmazlar.
3) Geçici kabulü yapılmış üretim tesisine ilişkin üretim lisansı başvurularında teminat belgesi sunulmaz.
4) Liste, anonim şirket esas alınarak hazırlanmıştır. Bu nedenle, “esas sözleşme” ibaresinin limited şirketler için “sözleşme” olarak anlaşılması gerekmektedir.
5) Lisans alma bedelleri, Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek Resmi Gazete’de ilan edilmektedir. Ayrıca söz konusu Kurul Kararına Kurum internet sayfasında da ulaşılabilir.
6) Asgari sermaye hesabı yapılırken Yönetmelikte öngörülen mevcut hüküm ile kaynak bazında birim yatırım tutarlarını belirleyen ve Kurum internet sayfasında yayımlanan tablo esas alınmalıdır.
7) Teminat tutarının nasıl hesaplanacağı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek ilan edilmektedir. Ayrıca söz konusu Kurul Kararına Kurum internet sayfasında da ulaşılabilir.
8) Yabancı ortaklara ilişkin olarak yurt dışından temin edilecek belgeler, ilgili ülkenin yetkili makamlarınca veya Türkiye'nin söz konusu ülkedeki konsolosluğunca veya Lahey Devletler Özel Hukuku Konferansı çerçevesinde hazırlanan “Yabancı Resmi Belgelerin Tasdiki Mecburiyetinin Kaldırılması Sözleşmesi” hükümlerine uygun biçimde düzenlenir ve başvuruya eklenir. Gerek görülmesi halinde belgelerin yeminli tercüme bürolarınca yapılmış tercümeleri de talep edilebilir.
9) Üretim faaliyetinde bulunmak üzere yapılan lisans başvurularında Ek-2’ye uygun olarak Kuruma sunulacak banka teminat mektubu, içeriğinde herhangi bir değişiklik yapılmadan sadece ilgili bölümler doldurulmak suretiyle sunulması gerekmektedir.
10) EÜAŞ bünyesindeki üretim tesislerinden özelleştirme kapsamına alınmış olanlardan yapılan ihale neticesinde unvanı Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından Kuruma bildirilen tüzel kişiler tarafından yapılacak üretim lisansı başvuruları için; Lisans başvurusunda sunulması gereken bilgi ve belgeler listesindeki (1), (2), (3), (4), (5) (7) ve (11) nci maddelerde istenen bilgi ve belgelerin, sunulması zorunludur.
11) Birleşme veya bölünme onayı ile tesis satış-devir onayı sonrası lisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 11 numaralarında belirtilen belgelerin sunulması zorunludur. Ayrıca, işleminin gerçekleştiğini gösterir belgeler (söz konusu işlemin gerçekleştiğine ilişkin Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi) ile bu kapsamdaki;
a) Üretim lisansı başvurularında, üretim tesisine ilişkin daha önce alınmış olan ÇED Belgesinin yeni lisans verilecek tüzel kişi adına geçerli olduğuna ilişkin belge,
b) Üretim lisansı başvurularında, başvuruya konu üretim tesisinin tamamının işletmede olmaması halinde tüm güce karşılık gelen tutarda, kısmi işletmede olması halinde ise işletmede olmayan kurulu güce karşılık gelen tutarda teminat,
c) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim lisansı başvurularında, yükümlü olmaları halinde, tüzel kişi ile TEİAŞ arasında imzalanmış olan Revize RES/GES Katkı Payı Anlaşması,
d) Hidroelektrik enerjisine dayalı üretim lisansı başvurularında tüzel kişi ile DSİ Genel Müdürlüğü arasında imzalanmış olan Revize Su Kullanım Hakkı Anlaşması,
sunulur.
12) Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri için birinci fıkra kapsamında sunulması gereken iş ve işlemlerden birinci fıkranın (ç) bendi dışındaki diğer iş ve işlemler, üretim lisansı verilmesinden sonra olmak üzere, Kurul tarafından belirlenen süre içinde Kuruma sunulabilir.
13) Lisans başvurusunun incelenmesi veya değerlendirilmesi aşamasında ihtiyaç duyulması halinde; Kurum tarafından bu listede belirtilenler dışında her türlü ilave bilgi ve belge istenebilir.
Ek-4.1
LİSANS BAŞVURU DİLEKÇESİ*
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
................... (Yurt genelinde/Bölgesinde/İllerinde/İlinde)................. / (Üretim / İletim / Piyasa İşletim / Dağıtım / Toptan Satış - Tedarik) faaliyeti için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: Önlisans ve Lisans İşlemleri ile İlgili Başvurularda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
* : Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
Ek-4.2
KONTROL BEYANI *
Şirketimiz paylarının doğrudan ya da dolaylı çoğunluk payına sahip olmaktan kaynaklı kontrol durumu hariç olmak üzere;
Şirketimiz üzerinde ortakların veya başka gerçek ya da tüzel kişilerin ayrı ayrı ya da birlikte, fiilen ya da hukuken belirleyici etki uygulama olanağını sağlayan haklar yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimiz üzerinde sözleşmeler veya başka araçlarla ve Şirketimiz malvarlığının tamamı veya bir kısmı üzerinde mülkiyet veya işletilmeye müsait bir kullanma hakkı yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
Şirketimizin organlarının oluşumunda veya kararları üzerinde ortakların veya başka gerçek veya tüzel kişilerin belirleyici etki sağlayan hakları veya sözleşmelerle meydana getirilen hakları yoluyla KONTROLÜ OLDUĞUNU/OLMADIĞINI**
beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde bu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari yaptırımları kabul ve taahhüt ederiz.
* Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** OLDUĞUNU/OLMADIĞINI kelimelerinden biri seçilir, OLDUĞUNU kelimesinin seçilmesi halinde belgesinin de ekte sunulması gerekir.
Ek-4.3.a
Üretim lisansı başvurusunda Kuruma sunulacak teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Muhsin Yazıcıoğlu Caddesi No:51/C Yüzüncüyıl-ANKARA
......... İli ........İlçesi, .......mevkiinde kurulması planlanan/inşa halindeki, ...... dayalı ...... MWm kurulu gücünde ............ adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) üretim lisansı başvurusunda bulunacak/üretim lisansı verilen....................’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ..................... (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, mücbir sebep hâlleri ile Şirketten kaynaklanmayan haklı sebepler dışında üretim tesisinin, üretim lisansında belirlenen inşaat süresi içerisinde kurulmaması veya kalan süre içerisinde kurulamayacağının tespit edilmesi ya da üretim lisansın, üretim tesisinin geçici kabulü yapılmadan önce herhangi bir nedenle sona ermesi veya iptal edilmesi hâllerinde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu kesin, süresiz ve limit dışıdır.
............... BANKASI A.Ş.
............... ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
Ek-4.3.b
Nükleer enerjiye dayalı üretim lisansı başvurusunda Kuruma sunulması gereken teminat mektubu örneği
Tarih :
No :
TEMİNAT MEKTUBU
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
Muhsin Yazıcıoğlu Caddesi No:51/C Yüzüncüyıl-ANKARA
......... İli ........İlçesi, .......mevkiinde kurulması planlanan/inşa halindeki, nükleer enerjiye dayalı ...... MWm kurulu gücünde ............ adındaki üretim tesisi için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (Kurum) üretim lisansı başvurusunda bulunacak/üretim lisansı verilen ....................’nın (Şirket), Kuruma vermek zorunda olduğu teminat tutarı olan ..................... (rakam ve yazı ile) TL.’yi Bankamız garanti ettiğinden, Şirketin, elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, şartname, lisans ve ilgili diğer mevzuat hüküm ve şartlarını yerine getirmemesi veya lisansa konu üretim tesisinin geçici kabulünü tamamlayarak Kuruma tevsik etmemesi veya bu teminat mektubunun süresinin bitiminden 1 (bir) yıl öncesinde üretim tesisinin kurularak işletmeye alınmasına ilişkin işlemlerin tamamlanmamış olması durumunda teminat mektubunun yenilenerek Kuruma ibraz edilmemesi veya ilgili mevzuatta teminat mektubunun irat kaydedilmesini gerektirecek bir nedenle üretim lisansının sona erdirilmesi veya lisansının iptali halinde, protesto çekmeye, hüküm ve Şirketin iznini almaya gerek kalmaksızın ve Şirket ile Kurum arasında ortaya çıkacak herhangi bir uyuşmazlık ve bunun akıbet ve kanuni sonuçları nazarı itibara alınmaksızın ve kayıtsız şartsız, yukarıda yazılı tutarı ilk yazılı talebiniz üzerine derhal ve gecikmeksizin Kurumunuza veya emrinize nakden ve tamamen ve talep tarihinden ödeme tarihine kadar geçecek günlere ait temerrüt faizi ile birlikte ödeyeceğimizi, Bankanın imza atmaya yetkili temsilcisi ve sorumlusu sıfatıyla ve Banka ad ve hesabına gayrı kabili rücu kabul, beyan ve taahhüt ederiz.
İşbu teminat mektubu banka şubesi limitleri ile sınırlı olmaksızın, kesin ve 15 yıl sürelidir.
............... BANKASI A.Ş.
............... ŞUBESİ
Banka yetkililerinin isim, unvan ve imzaları
Ek-4.4.a
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Lisans başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Yönetim kurulu başkanı:
..................... (T.C.K. Numarası:...............)
Yönetim kurulu üyelerimiz: (**)
..................... (T.C.K. Numarası.............) (***)
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde işbu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari işlemlere ilişkin yükümlülüklerimizi yerine getireceğimizi, aksi takdirde sorumluluğun tarafımıza ait olacağını, bu konuda herhangi bir hak ve tazminat talep etmeyeceğimizi kabul ve taahhüt ederiz.
* : Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** Yönetim kurulu üyesinin tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Yönetim kurulu üyesi tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
Ek-4.4.b
YASAKLI OLMAMA BEYANI *
Üretim lisansı başvurusunda bulunan şirketimiz ile şirketimizde yer alan;
a) Doğrudan veya dolaylı paya sahip olan gerçek veya tüzel kişi veya kişilerin,
b) Müdürlerimiz: (**),
................ (T.C.K. Numarası:....................) (***)
olan gerçek ve/veya tüzel kişilerin 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmadığını beyan ederiz.
Bu beyan kapsamında sunmuş olduğumuz bilgi ve/veya belgelerin doğru, eksiksiz ve tam olduğunu, Kurumunuzca yapılacak inceleme ve değerlendirme neticesinde işbu beyan kapsamında sunulan bilgi ve/veya belgelerin yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde tarafımıza uygulanacak idari işlemlere ilişkin yükümlülüklerimizi yerine getireceğimizi, aksi takdirde sorumluluğun tarafımıza ait olacağını, bu konuda herhangi bir hak ve tazminat talep etmeyeceğimizi kabul ve taahhüt ederiz.
* : Başvurunun yazılı olarak yapılması halinde sunulur.
** Müdürün tüzel kişi olması halinde T.C.K. Numarası yerine Ticaret Sicil Numarası yazılır. Müdür tüzel kişi, kendi adına piyasa faaliyetinden yasaklanmış bir gerçek kişiyi yetkilendiremez.
*** Bu satır, yeter sayıda çoğaltılır.
EK-5
ÖNLİSANS VE LİSANS TADİL BAŞVURULARI İLE BİRLEŞME, BÖLÜNME, TESİS/ PROJE DEVRİ ONAY BAŞVURULARINDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN BİLDİRİM ADRESİ DEĞİŞİKLİĞİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Bildirim adresinin değiştiğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
2) ÖNLİSANS VEYA LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN UNVAN VE/VEYA NEV’İ DEĞİŞİKLİĞİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Unvan ve/veya nev’i değişikliğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği
Nevi değişikliğinde, tüzel kişilik esas sözleşmesinin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 12 nci ve 20 nci maddelerinde yer alan hükümlere uygun hale getirildiğini gösterir esas sözleşme metninin sunulması gerekmektedir. Bu kapsamda, nev’i değişikliğinde söz konusu Şirketin “Limited Şirket”den “Anonim Şirket” olarak değiştirilmesi durumunda esas sözleşmesinin “Pay Senetlerinin Nev’i” başlıklı maddesinin “Şirket’in paylarının tamamı nama yazılıdır. Şirket hamiline yazılı pay senedi çıkaramaz.” hükmüne uygun hale getirilmesi gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
3) ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİ
3.a) Önlisans
3.a.1) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin Yönetmelik’te belirlenen istisnalar kapsamına girip girmediğinin belirlenmesi için başvuru yapılması halinde;
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin Yönetmeliğin 57 nci maddesinde yer alan istisnalardan hangisinin kapsamına girdiği ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olacak gerçek ve tüzel kişilerin, pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla üç hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
c) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olunmadığına dair beyan
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda, pay devrine onay verdiğine ilişkin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
3.a.2) Yönetmelik’te belirlenen istisnalar kapsamında önlisansa derç edilmiş olan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tadil başvurusunda;
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin Yönetmeliğin 57 nci maddesinde yer alan istisnalardan hangisinin kapsamına girdiği ayrıntılı olarak açıklanır. Bu kapsamda, EPDK ile yapılan yazışma var ise söz konusu yazının tarih ve sayısına yer verilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfalarının noter onaylı örneği veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesinin Şirket onaylı örneği, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesinin aslı veya Şirket onaylı örneği veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesi sunulur. Yurtdışından bu mahiyette evrak sunulması gereken hallerde belgeler apostille şerhli halde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla üç hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Yönetmeliğin 57 nci maddesinde tanımlanan istisnalar kapsamında mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
e) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda, pay devrine onay verdiğine ilişkin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
3.b) Lisans
3.b.1) Lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde on - halka açık şirketlerde yüzde beş - veya daha fazlasını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi ile yukarıda belirtilen sermaye payı değişikliklerinden bağımsız olarak tüzel kişinin ortaklık yapısında kontrolün değişmesi sonucunu veren pay devirleri veya bu sonucu doğuran diğer işlemler
Yapılması planlanan ortaklık yapısı değişikliğine onay verilmesi talebine ilişkin belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede planlanan ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur ve başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı olarak yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Pay devri sözleşmesinin bir örneği ve/veya pay devrine taraf tüzel kişilerin yönetim kurulu kararları ile pay devrine taraf gerçek kişilerin beyanları
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Planlanan ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin tablolar.
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla üç hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
d) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
3.b.2) Gerçekleşmiş ortaklık yapısı değişikliği
Pay devri onayı sonrası ortaklık yapısı değişikliği,
Lisans sahibi bir tüzel kişinin sermayesinin yüzde ondan - halka açık şirketlerde yüzde beş - azını temsil eden payların, doğrudan veya dolaylı olarak bir gerçek veya tüzel kişi tarafından edinilmesi,
Birleşme / bölünme işlemi sonrası lisansa derç edilmiş ortaklık yapısı değişikliği
kapsamında sunulacak belgeler
a) Başvuru dilekçesi
Dilekçede ortaklık yapısı değişikliğinin kapsamı ayrıntılı olarak açıklanır. Bu kapsamda, tadil talebine konu “pay devri onayı” veya “birleşme veya bölünme onayının” tarih ve sayısı belirtilir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Doğrudan ve/veya dolaylı pay sahibi olan kişilerin ortaklık yapısındaki değişiklikleri gösteren belgeler
Anonim şirketler için pay defterinin ilgili sayfaları veya Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti, limited şirketler için Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi sureti veya ilgili Sicil Müdürlüğünden alınmış tescil belgesi sunulur. Yurtdışından bu mahiyette evrak sunulması gereken hallerde belgeler apostille şerhli halde sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin bilgiler
Ortaklık yapısı değişikliğine ilişkin olarak tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla üç hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
ç) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4) , EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil Bedeli Dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
e) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
4) BİRLEŞME VEYA BÖLÜNME ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Birleşme veya bölünme sözleşmesi taslağı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Birleşme veya bölünme hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) Muhatap tüzel kişinin birleşme veya bölünme sonrası esas sözleşmesi veya taslağı
Birleşme veya bölünme sonrası lisans alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
Tüm lisanslar için;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen pay devirleri ile birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümlere,
- Lisans sahibi tüzel kişinin pay senetlerinin nevi ve pay devirleri ile şirket birleşme ve bölünmelerine, Şirket sermaye miktarının düşürülmesine, tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için yukarıda belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlere yönelik esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
Tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için (a)’da belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlerin, elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuata uygun hale getirilmiş olması ile bu hükümlere ilişkin esas sözleşme değişikliklerinde Kurumun uygun görüşünün alınacağına ilişkin hükme, esas sözleşmede yer verilmesi zorunludur.
Üretim lisansı başvurusu yapan tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde dağıtım faaliyeti yürütmelerine ya da dağıtım faaliyeti yürüten tüzel kişiler ile iştirak ilişkisi kurabileceğine ilişkin hükümlere yer verilemez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
d) Birleşme veya bölünmeden beklenen ekonomik amaçlar ile işletmeye ilişkin sonuçları değerlendiren ve şirket hesaplarından sorumlu mali işler yetkilisi tarafından hazırlanmış ayrıntılı ekonomik işletme raporu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
e) YEKA için verilen üretim lisanslarında lisans kapsamındaki üretim tesisi işletmeye geçene kadar Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından alınan yazılı onay
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
f) Birleşme veya bölünme işlemi sonrası eskisinin devamı mahiyetinde verilecek yeni lisansa derç edilmesi gereken ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla üç hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
g) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
h) Birleşme veya bölünme işlemi onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir.
5) TESİS-PROJE DEVİR/SATIŞ/KİRALAMA ONAY TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Yapılması planlanan devir hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin esas sözleşmesi veya taslağı
Onay sonrası lisans alacak tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde aşağıdaki hükümlerin bulunması zorunludur.
Tüm lisanslar için;
- Başvuru sahibi tüzel kişinin anonim şirket olması halinde, sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki paylarının tamamının nama yazılı olduğuna ve ilgili şirket tarafından borsada işlem görmek üzere ihraç edilecekler hariç hamiline yazılı pay senedi çıkarılamayacağına ilişkin hükme,
- Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde öngörülen pay devirleri ile birleşme ve bölünmeye ilişkin mevcut hükümlere,
- Lisans sahibi tüzel kişinin pay senetlerinin nevi ve pay devirleri ile şirket birleşme ve bölünmelerine, Şirket sermaye miktarının düşürülmesine, tarifesi düzenlemeye tabi faaliyet yürüten tüzel kişiler için yukarıda belirtilenlere ek olarak, esas sözleşmede yer alan şirket amaç ve konusuna ilişkin hükümlere yönelik esas sözleşme değişikliklerinde Kurum onayı alınacağına ilişkin hükme,
esas sözleşmede yer verilmesi ve bunlarla çelişik hükümlere yer verilmemesi zorunludur.
Üretim lisansı başvurusu yapan tüzel kişilerin esas sözleşmelerinde dağıtım faaliyeti yürütmelerine ya da dağıtım faaliyeti yürüten tüzel kişiler ile iştirak ilişkisi kurabileceğine ilişkin hükümlere yer verilemez.
ç) Tesisi veya projeyi devralacak tüzel kişinin ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeler
Tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin pay tutarları ve oranları belirtilmek suretiyle, ortaklık yapısını ortaya koyan tablo sunulur. Bu kapsamda tüzel kişinin, gerçek kişi ortak ya da ortaklara ulaşılıncaya kadar ortaklık yapısını ortaya koyan bir şema hazırlanır. Bu şemada yer verilen gerçek kişi ortakların yanına Türkiye Cumhuriyeti Kimlik Numaraları, tüzel kişi ortakların yanına Ticaret Sicil Numaraları yazılır. Yabancı gerçek kişi ortakların yanına pasaport numaraları, tüzel kişi ortakların yanına; şirketler için bağlı oldukları ticaret/sanayi odası numaraları, diğer tüzel kişilerde ilgili ülke mevzuatında tüzel kişiyi tanımlayan sicil numarası yazılır. Halka açık şirketlerde %5 ve üzerinde, diğer şirketlerde ise %10 ve üzerinde doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan ortakların sermaye payları doğrudan ve dolaylı olmak üzere ayrı ayrı yüzde (%) olarak belirtilerek Excel formatında sunulur. Sunulacak Excel dosyasındaki ortaklık tablosunda yer alan oranlar virgülden sonra en fazla üç hane olacak şekilde düzenlenir. Dolaylı ortaklar açısından gerçek kişi ortakların, varsa birbirleri ile olan akrabalık ilişkileri (anne, baba, çocuk, kardeş, eş) belirtilir ve Yönetmelik kapsamında belirtilenler, dolaylı pay sahipliği oranlarının belirlenmesinde birlikte dikkate alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda ortaklık yapısını ortaya koyan şema excel formatında sisteme yüklenir. Yazılı yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) 6446 sayılı Kanunun 5 inci maddesinin sekizinci fıkrası kapsamında yasaklı olmama beyanı
Mevcut ortakların haricinde yeni bir gerçek ve/veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı ortak olmasının söz konusu olduğu hallerde, Önlisans/Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.7 / Ek-4.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
e) Tesis/proje devir onayı çerçevesinde işlem gerçekleştirildikten sonra Kuruma yapılacak lisans başvurularında, Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer alan belgelerin Kuruma sunulması gerekmektedir.
6) ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİ KURULU GÜÇ/ÜNİTE TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine uygun olarak hazırlanmış ilgili üretim tesisi bilgi formu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurulur.
c) Hidrolik enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri için söz konusu kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinatlarının değişmesi halinde santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerinin gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenecektir.
Yazılı yapılan başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulacaktır.
d) Biyokütle, jeotermal ve yerli maden kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin kurulu güç artış taleplerinde;
Yerli madenlere dayalı başvurularda; kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
Biyokütleye dayalı başvurular için; başvuruya konu üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynak miktarının karşılanacağına ilişkin belgeler/beyanlar/sözleşmeler. Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çiftçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesinin de sunulması gerekir.
e) Santral sahası, şalt merkezi, ünite yerleşimlerinin gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek girilerek oluşturulur.
Yazılı yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak CD içinde sunulur.
f) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
7) BAĞLANTI NOKTASI DEĞİŞİKLİĞİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tek hat şeması
Üretim tesisinin bağlanacağı/bağlı olduğu bağlantı noktasını ve gerilim seviyesini gösteren tek hat şeması, ilgili dağıtım ve/veya iletim hatları ile dağıtım merkezi ve/veya trafo merkezini içerecek şekilde A4 boyutunda hazırlanır. Üretim lisansı başvurularına ilişkin olarak, üretim tesisi barasına tüketici bağlanacak ise bu husus özellikle tek hat şemalarında belirtilir ve açıklama notu yazılır. Şemada gösterilen tesise ilişkin unsurların ölçü birim ve metraj bilgisine (gerilim, güç, tertip, kesit, devre sayısı, uzunluk vb.) yer verilir ve mülkiyet sınırları (TEİAŞ, EDAŞ, Şirket) gösterilir. Alçak gerilimli iç tesisat şemada gösterilmez.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
8) ÖNGÖRÜLEN ORTALAMA YILLIK ELEKTRİK ÜRETİM MİKTARI DEĞİŞİKLİĞİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar, güneş, biyokütle ve jeotermal enerjiye dayalı üretim tesisleri için fiili üretimin 21/11/2013 tarihli ve 4709-2 sayılı Kurul Kararı ile belirlenen esaslar çerçevesinde hesaplanan miktardan fazla gerçekleştiğini gösteren belgeler veya akredite bir kuruluş tarafından belgelendirilmiş ölçüm ve/veya fizibilite sonuçlarına dayalı rapor
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
9) ÜNİTE KOORDİNAT DEĞİŞİKLİĞİ:
(Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinat tadili başvurularında Teknik Etkileşim İzni belgesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) Santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerinin gösterileceği kml veya kmz uzantılı dosya.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
Yazılı yapılan başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulur.
d) Santral sahası, şalt merkezi, ünite yerleşimlerinin gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
Yazılı yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak CD içinde sunulur.
10) TESİS YERİ TADİLİ (İL / İLÇE / MEVKİİ)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
11) ÜRETİM TESİSİ ADI TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
12) YAKIT TÜRÜ TADİLİ
(Termik enerjiye dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde yerli madenlere dayalı yakıt kullanılacağının beyan edilmesi halinde, kullanılacak kaynağın rezerv miktarı, analiz değeri, birim elektrik üretimi için gerekli kaynak miktarı ve kurulması planlanan üretim tesisinin verimi de dikkate alınarak, kullanılacak kaynağın kurulması planlanan elektrik üretim tesisinin ihtiyacını karşılama süresine ilişkin hesaplamalar ve konuyla ilgili bilgi ve belgeler,
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
13) ATIK TÜRÜ TADİLİ
(Biyokütle enerjisine dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinde kullanılacak kaynağın analiz değerleri, kaynak ihtiyacına yönelik hesaplamalar, kullanılacak kaynağın varlığını ortaya koyan bilgi ve belgeler ile ihtiyaç duyulan kaynak miktarının en az 3 (üç) yıl süreyle veya lisans süresiyle uyumlu olarak, uzatma opsiyonunu da içerecek şekilde karşılanacağına ilişkin belgeler, kaynak sahiplerinin kaynak tahsisine ilişkin beyanları ya da sözleşmeler. Kaynak temini kapsamında, kaynak temin edilecek gerçek ve/veya tüzel kişinin ilgisine göre; sanayi kaynaklı atıklar için kapasite raporunun, tarımsal kaynaklar için çitçi kayıt belgesinin ve hayvansal atıklar için ise işletme belgesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
14) ÜRETİM TESİSİ SAHASI KOORDİNAT TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen koordinat değişikliğinin gerekçesini tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Talep edilen koordinat değişikliğinin üçüncü kişilerin haklarını ihlal etmeyeceğine ilişkin beyan
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
d) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen kot değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı DSİ tarafından önlisans veya lisans sahibine tahsis edilen kotların değişmesi halinde sözkonusu değişiklik için EPDK’dan onay alınması gerekmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
e) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
g) 1/5.000 ölçekli harita
(Mevcut mülkiyet durumunun (dağılımının) gösterildiği 1/5.000 ölçekli kadastral pafta üzerinde, üretim tesisine ait tüm tesislerin yerleşim yerleri ve sınırları çizilerek gösterilecektir. Ayrıca bu paftada, tesis yerine ilişkin il-ilçe-köy-mahalle-ada-parsel bilgileri de yer alır. Söz konusu kadastral pafta üzerine santral sahasının içerisinde yer aldığı 1/25.000 ölçekli haritanın pafta ismi ve numarası (Bandırma-G19-a1 gibi) da ilave edilir. Kadastral paftanın lejantında, üretim tesisi yerinin halihazırdaki imar durumuna (mekânsal strateji ve/veya çevre düzeni planına göre orman, mera, tarım arazisi, sanayi, mesken v.s) ve arazinin mülkiyet dağılımına (miktar ve oranları da belirtilerek – özel mülkiyet-maliye hazinesi, devletin hüküm ve tasarrufu-kamu tüzel kişiliği mülkiyeti-mera-orman-v.s) ilişkin bilgiler de yer alır.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
h) İmar durum beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.4), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ı) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için arazi vasfını gösterir belge
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
i) Duyarlı Yöreler Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.3), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir.
Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
j) Yasaklı Alanlar Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.5), EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir, yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
Jeotermal, biyokütle vehidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için yapılacak başvurularda bu belge aranmaz.
k) Üretim tesisine ilişkin kml veya kmz uzantılı dosya.
Sunulacak kml veya kmz uzantılı dosya;
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı tesisler için santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerini,
Termik enerjiye dayalı tesisler için santral sahası ile varsa kül depolama sahasını,
Jeotermal enerjiye dayalı tesisler için santral sahası ile jeotermal ruhsat alanını,
Biyokütle ve nükleer enerjiye dayalı tesisler için santral sahasını,
Hidrolik enerjiye dayalı tesisler için, projede öngörülen üretim tesisine ilişkin baraj-regülatör alanı ile iletim yapısı (tünel ya da kanal), yükleme havuzu, cebri boru, santral binası, şalt sahası alanını,
gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılan başvurularda sisteme yüklenir.
Yazılı yapılan başvurularda başvuru ekinde CD içinde sunulur.
l) Santral sahası yerinin gösterildiği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
Sunulacak koordinatlar;
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı tesisler için santral sahası, şalt merkezi, ünite/panel yerleşimlerini,
Termik enerjiye dayalı tesisler için santral sahası ile varsa kül depolama sahasını,
Jeotermal enerjiye dayalı tesisler için santral sahası ile jeotermal ruhsat alanını,
Biyokütle ve nükleer enerjiye dayalı tesisler için santral sahasını,
Hidrolik enerjiye dayalı tesisler için, projede öngörülen üretim tesisine ilişkin baraj-regülatör alanı ile iletim yapısı (tünel ya da kanal), yükleme havuzu, cebri boru, santral binası, şalt sahası alanını,
gösterecektir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda, koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
Yazılı yapılacak başvurularda Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen ilgili bilgi formu (Ek-3.2) doldurularak CD içinde sunulur.
m) Üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
15) ÖNLİSANS SÜRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesinde mücbir sebebe bağlı olarak kaybedilen ve bu çerçevede talep edilen ilave sürenin “ay” olarak belirtilmesi zorunludur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tamamlanan önlisans yükümlülüklerine ilişkin belgeler ile tamamlanamayan önlisans yükümlülüklerinin süresi içerisinde tamamlanamamasına ilişkin gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu
Önlisans süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, önlisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve önlisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen önlisans alma bedeli kadar tutar, önlisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) YEKA kapsamında verilen önlisanslarda 09/10/2016 tarihli ve 29852 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kaynak Alanları Yönetmeliği uyarınca Yurt İçinde Üretim Karşılığı Tahsis veya Yerli Malı Kullanım Karşılığı Tahsis kapsamında belirlenen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilememesi halinde iş programı kapsamındaki gecikmelere ilişkin EİGM’ye sunulan savunma veya açıklama ve önlem teklifleri
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
16) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ OLAN TESİS TAMAMLANMA TARİHİNİN UZATILMASI:
16a) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri yok ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Üretim lisansına konu tesisin süresi içerisinde tamamlanamamasına yönelik gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Projenin gelmiş olduğu aşama itibariyle mevcut fiziki durumunun ve yapılan harcamaların belirtilerek, buna ilişkin tevsik edici bilgi ve belgeler
Projenin fiziki durumunu gösteren fotoğraflar, yapılan harcamalara ilişkin faturalar vs. ile harcamaları gösteren tablo sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil başvurusu itibariyle tesisin ilerleme durumunu gösteren İlerleme Puan Tablosu
İlerleme Puan Tablosu formatına, Kurum internet sayfasında “Elektrik Piyasası” bölümünün “Lisans İşlemleri” başlığı altında yer alan “İlerleme Raporu Formatı” alt başlığı kısmından erişilebilmektedir.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda excel formatında sunulur.
Yazılı yapılacak başvurularda ise excel formatında CD içerisinde başvuru ekinde sunulur.
d) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır. Bu hüküm, kısmi işletmede olan üretim tesisleri için işletmede olmayan ve süre uzatımına konu olan kurulu güç miktarı, kapasite artışları bakımından da kapasite artış miktarı dikkate alınarak uygulanır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
16b) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri var ise;
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Üretim lisanslarında tesis tamamlanma süresinin uzatılmasına ilişkin tadillerde, lisansa konu tesis için içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan ve lisansa derç edilmiş olan kurulu güce denk gelen lisans alma bedeli kadar tutar, lisans tadil bedeli olarak alınır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edildiğini gösterir belgeler veya bahse konu hakların elde edilememesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
(Bu kapsamda; üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olması halinde tapu belgesi, üretim tesisinin kurulacağı sahanın lisans sahibi tüzel kişinin mülkiyetinde olmaması halinde ise ilgili sahanın mülkiyet veya kullanım hakkının elde edilmesi ile ilgili olarak, ilgisine göre;
Özel mülkiyete konu taşınmazların 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri gereğince Hazine adına tescillerinin sağlanması veya aynı Kanunun 27 nci maddesi gereğince ilgili mahkemelerden bedelleri ödenerek acele el koyma kararlarının alınmış olması ve bu bedellerin ödendiğine dair makbuzların sunulması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan özel mülkiyete konu taşınmazlarla ilgili olarak kamulaştırma kararının alınması,
Orman kesin izinlerinin alınması,
Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarla ilgili olarak, irtifak hakkının tesis edilmiş olması veya kiralama sözleşmesinin yapılmış olması ya da ön izin alınması,
Rezervuar ve/veya regülatör göl alanında kalan Maliye Hazinesi mülkiyetinde veya Devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazların bedelsiz kullanımları için Kurul Kararı alınmış olması,
Mera vasıflı taşınmazların tahsis amacı değişikliklerinin yapılarak hazine adına tescili ve irtifak hakkı tesisi/kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
Kamu kurum ve kuruluşlarına ait taşınmazlarla ilgili olarak; ilgili kamu kurum veya kuruluşu tarafından devrine muvafakat verilen taşınmazın devir bedelinin önlisans sahibi tüzel kişi tarafından ilgili kurum veya kuruluşun hesabına yatırıldığına dair yazının ibraz edilmesi,
Nükleer santrallerde üretim tesisinin kurulacağı sahaya ilişkin tahsis işlemlerinin yapılması,)
sunulur.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) Kurulması planlanan üretim tesisine ilişkin kesinleşmiş (1/5.000 ölçekli) nazım imar planı ve (1/1.000 ölçekli) uygulama imar planları veya bahse konu imar planlarının kesinleşmemesinin gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
d) Rüzgâr enerjisine dayalı başvurulara ilişkin Teknik Etkileşim İzninin alınması için gerekli olan başvurunun yapıldığına dair belge veya bahse konu başvurunun yapılamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
e) Projeye ilişkin Çevresel Etki Değerlendirmesi kararı veya bahse konu kararın alınamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
17) LİSANS SÜRESİ TADİL TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
18) TEDARİK LİSANSI İTHALAT/İHRACAT FAALİYETİ ONAY/TADİL TALEBİ:
a) Tadile ilişkin onay talebini içeren dilekçe
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Yazılı yapılacak başvurularda Ek-5.1’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle tamamlanır.
b) Talep edilen ithalat/ihracat faaliyetine ilişkin bilgileri içerir bilgi formu
İthalat/ihracat yapılacak ülke, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan yakıt türü veya türleri, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin megavat (MW) cinsinden azami gücü, kilovatsaat (kWh) cinsinden yıllık miktarı, ithalat/ihracat faaliyeti için öngörülen başlama tarihi ve faaliyet süresi, ithal/ihraç edilmesi öngörülen elektrik enerjisinin ülke sınırındaki teslim noktaları ve ithalat/ihracatta kullanılacak yönteme ilişkin bilgileri içermek zorundadır.
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
c) Karşı ülkede elektrik enerjisi ithalatı ile ilgili Bakanlık ve/veya yetkili Kurumla yapılan ve ilgili şirketin unvanını ve bu fıkra kapsamında bilgileri kapsayan ve ilgili enterkonneksiyon hattının kullanılabileceğini belirtir; ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu ve söz konusu enerjinin tedarik edilmiş veya edileceğine ilişkin muhatap şirket ile yapılan ön anlaşma, protokol veya niyet mektubu. (İmza tarihi eski olmakla birlikte başvuru yapılacak süre için yürürlükte olan bir Anlaşma sunulması halinde söz konusu Anlaşmanın geçerli olduğuna ilişkin olarak başvuru sahibi tarafından verilecek yazılı taahhütname.)
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
ç) Tadil bedeli dekontu
EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda sisteme pdf formatında yüklenir. Yazılı yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
AÇIKLAMALAR:
1) EPDK Başvuru Sistemi üzerinden yapılacak başvurularda yetki belgesi “Önlisans ve Lisans İşlemleri İle İlgili Başvurulara İlişkin Usul ve Esaslar”da belirlendiği şekilde muhatap yetkilisinin tanımlanması amacıyla Kuruma yazılı olarak sunulur. Yetki belgesi “Usul ve Esaslar”da belirlenen asgari unsurları içerir. Kurum nezdinde muhatap yetkilisi daha önce tanımlanmış ise tekrar sunulmasına gerek yoktur. Yazılı olarak yapılan başvurular için başvuru ekinde sunulur.
2) Birleşme veya bölünme onayı ile tesis-proje devri onayı sonucunda yeni bir tüzel kişilik adına lisans verilmesi için “eskisinin devamı mahiyetinde yeni lisans” başvurusunda bulunulması gerekmektedir. Bu kapsamdaki lisans başvurularında sunulacak bilgi ve belgelere ilişkin açıklamalar “Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nin (EK-4) “Açıklamalar” kısmının 11 inci maddesinde yer almaktadır.
3) Aynı tadil başvurusunda birden fazla önlisansta/lisansta yer alan ortak hükümlerde yapılacak lisans tadilleri için tek bir tadil bedeli yatırılması gerekmektedir.
4) Aynı tadil başvurusunda farklı konuların bulunması halinde, söz konusu başvuru kapsamında Kurul ve ilgili ana hizmet birimi tarafından sonuçlandırılacak tadiller için ayrı tadil bedelleri alınır.
5) 1 numaralı tadilde tüzel kişinin bildirim adresi ile 10 numaralı tadilde tesis yeri fiziken değişmediği halde idari yönetimin tasarrufları sonucunda bahse konu bilgilerde değişiklik olmuş ise tadil bedeli alınmaz.
Ek-5.1
ÖNLİSANS / LİSANS TADİL BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
..................tarihli ................ numaralı önlisansımızın/lisansımızın ilgili mevzuat kapsamında tadilini talep etmekteyiz.
Önlisans/lisans tadil başvurumuzun kabulünü ve gereğini arz ederiz.
Tadil konusu :
Tadil gerekçesi :
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil numarası:
Tüzel kişinin vergi kimlik numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta (KEP) adresi:
Ekler:
1- “Önlisans ve Lisans Tadil Başvuruları ile Birleşme, Bölünme, Tesis/ Proje Devri Onay Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.
Önlisans/Lisans No: | Proje Adı:
AÇIKLAMALAR:
1) Hidrolik kaynağa dayalı önlisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/c, 4/d, 4/f, 5/a, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 14 numaralarında belirtilen belgelerin,
2) Rüzgar enerjisine dayalı önlisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/d, 4/e, 4/f, 4/g, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 16 numaralarında belirtilen belgelerin,
3) Güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/d, 4/e, 4/f, 4/g, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 16 numaralarında belirtilen belgelerin,
4) Termik üretim tesislerine ilişkin önlisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/c, 4/ç*, 4/d, 4/e, 4/f, 4/g, 5/b, 5/c, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 numaralarında belirtilen belgelerin, (yerli madenlere dayalı başvurularda sunulmaz)
5) Nükleer enerjiye dayalı önlisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/c, 4/ç, 4/d, 4/e, 4/f, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15 numaralarında belirtilen belgelerin,
6) Jeotermal enerjiye dayalı önlisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/c, 4/d, 4/e, 4/f, 5/b, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 numaralarında belirtilen belgelerin,
7) Biyokütle enerjisine dayalı önlisans başvurularında listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/c, 4/d, 4/e, 4/f, 5/ç, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 numaralarında belirtilen belgelerin,
8) Diğer kaynaklara dayalı önlisans başvurularında ise listenin 1, 2, 3, 4/a, 4/b, 4/c, 4/ç, 4/d, 4/e, 4/f, 4/g, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 numaralarında belirtilen belgelerin,
Kuruma sunulması gerekmektedir.
a) Liste, anonim şirket esas alınarak hazırlanmıştır. Bu nedenle, “esas sözleşme” ibaresinin limited şirketler için “sözleşme” olarak anlaşılması gerekmektedir.
b) Önlisans alma bedelleri, her yıl Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek Resmi Gazete’de ilan edilmektedir. Söz konusu Kurul Kararlarına Kurum internet sayfasından ulaşılabilir.
c) Asgari sermaye hesabı yapılırken Yönetmelikte öngörülen mevcut hüküm ile kaynak bazında birim yatırım tutarlarını belirleyen ve Kurum internet sitesinde yayımlanan tablo esas alınmalıdır.
ç) Teminat tutarının nasıl hesaplanacağı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararıyla belirlenerek ilan edilmektedir. Söz konusu Kurul Kararına Kurum internet sayfasından ulaşılabilir.
d) Yabancı ortaklara ilişkin olarak yurt dışından temin edilecek belgeler, ilgili ülkenin yetkili makamlarınca veya Türkiye'nin söz konusu ülkedeki konsolosluğunca veya Lahey Devletler Özel Hukuku Konferansı çerçevesinde hazırlanan “Yabancı Resmi Belgelerin Tasdiki Mecburiyetinin Kaldırılması Sözleşmesi” hükümlerine uygun biçimde düzenlenir ve başvuruya eklenir. Gerek görülmesi halinde belgelerin yeminli tercüme bürolarınca yapılmış tercümeleri de talep edilebilir.
e) Kamu tüzel kişileri önlisans başvurularında; kamu tüzel kişisi olduklarını gösterir belgeleri sunmaları kaydıyla, listenin 3, 10 ve 11 numaralı maddelerinde belirtilen belgeleri sunmazlar.
f) Banka teminat mektubunun, içeriğinde herhangi bir değişiklik yapılmadan sadece ilgili bölümler doldurulmak suretiyle Kuruma sunulması gerekmektedir.
g) (3) numaralı maddede istenen esas sözleşme hükümlerine ilişkin olarak; Rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı önlisans başvurularında, esas sözleşmede bulunması gereken hükümlerinin başvuru aşamasında sunulan esas sözleşme metninde yer almaması halinde, Yönetmeliğin 12 nci maddesinin onbirinci fıkrası uyarınca tanınacak 90 (doksan) günlük süre içerisinde yerine getirilmesi zorunludur.
ğ) Önlisans başvurusunun incelenmesi veya değerlendirilmesi aşamasında ihtiyaç duyulması halinde Yönetmeliğin 15 inci maddesinin dördüncü fıkrası uyarınca; Kurum tarafından bu listede belirtilenler dışında her türlü ilave bilgi ve belge istenebilir.
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi
Üretim tesisi / Proje adı
Üretim tesisinin yeri (il – ilçe)
Toplam kurulu güç 1 | ................ MWm / ................ MWe
Üretim tesisinin tipi 2
Yakıt türü 3
Ünite sayısı 4
Ünite tipi ve diğer teçhizatlar 4
Ünite kurulu güçleri 1 | ................ MWm / ................ MWe
Öngörülen ortalama yıllık elektrik üretim miktarı 5 | ............................................. kWh/yıl
Sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi 6
Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu 7
Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta/ada/ parsel adları
Tüzel kişinin bildirim adresi 8
Öngörülen üretim tesisi sahasına ilişkin köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum)
Kül depolama sahası koordinatları 9
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
Üretim tesisi / Proje adı | Üretim tesisi / Proje adı
Üretim tesisi ve/veya projenin bulunduğu il/iller | Üretim tesisi ve/veya projenin bulunduğu il/iller
Üretim tesisi ve/veya projenin bulunduğu ilçe/ilçeler | Üretim tesisi ve/veya projenin bulunduğu ilçe/ilçeler
Üretim tesisinin toplam kurulu gücü 1,4 Üretim tesisinin toplam kurulu gücü 1,4 | ................ MWm / ................ MWe | ................ MWm / ................ MWe | ................ MWm / ................ MWe | ................ MWm / ................ MWe
Üretim tesisinin tipi 2,4 Üretim tesisinin tipi 2,4
Rezervuar bilgileri 3,4 Rezervuar bilgileri 3,4
Rezervuar alanı (maksimum su kotunda) | km2 km2 | km2 km2
Gövde hacmi | m3 m3 | m3 m3
Enerji kaynağı 4 Enerji kaynağı 4 Hidrolik | Hidrolik | Hidrolik | Hidrolik
Ünite sayısı 4 Ünite sayısı 4
Ünite kurulu güçleri 4 Ünite kurulu güçleri 4 | ................ MWm / ................ MWe | ................ MWm / ................ MWe | ................ MWm / ................ MWe | ................ MWm / ................ MWe
Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı 4 Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı 4 | ............................................. kWh/yıl | ............................................. kWh/yıl | ............................................. kWh/yıl | ............................................. kWh/yıl
Sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi 5 Sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi 5
Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu 6 Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu 6
Akarsu adı 4 Akarsu adı 4
Tüzel kişinin bildirim adresi | Tüzel kişinin bildirim adresi
Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Doğu | Kuzey | Dilim
Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | (sağa değer) | (yukarı değer) | Orta Boylamı
Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 1 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin Baraj/Regülatör koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 2 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Doğu | Kuzey | Dilim
Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | (sağa değer) | (yukarı değer) | Orta Boylamı
Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 1 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin iletim yapısı (Kanal/Tünel) koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 2 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Doğu | Kuzey | Dilim
Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | (sağa değer) | (yukarı değer) | Orta Boylamı
Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 1 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin yükleme havuzu koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 2 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Doğu | Kuzey | Dilim
Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | (sağa değer) | (yukarı değer) | Orta Boylamı
Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 1 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin cebri boru koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 2 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Doğu | Kuzey | Dilim
Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | (sağa değer) | (yukarı değer) | Orta Boylamı
Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 1 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin santral binası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 2 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Doğu | Kuzey | Dilim
Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | (sağa değer) | (yukarı değer) | Orta Boylamı
Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 1 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | Üretim tesisine ilişkin şalt sahası koordinatları7
(UTM 6 derece-ED 50 Datum) | 2 XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri | Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri | Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri | Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri | Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri
Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası | Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası | Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası | Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası | Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası
Tesis adı | Tesis adı | Tesis adı | Tesis adı | Tesis adı | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES | ...... RES
Önlisans/Lisans/Talep Numarası1 Önlisans/Lisans/Talep Numarası1 Önlisans/Lisans/Talep Numarası1 Önlisans/Lisans/Talep Numarası1 Önlisans/Lisans/Talep Numarası1
Üretim tesisinin yeri | Üretim tesisinin yeri | İli | İli | İli
Üretim tesisinin yeri | Üretim tesisinin yeri | İlçesi | İlçesi | İlçesi
Üretim tesisinin yeri | Üretim tesisinin yeri | Ada / Parsel No | Ada / Parsel No | Ada / Parsel No
Üretim tesisinin yeri | Üretim tesisinin yeri 1/25.000 ölçekli harita pafta adı/adları 1/25.000 ölçekli harita pafta adı/adları 1/25.000 ölçekli harita pafta adı/adları
Ünite sayısı | Ünite sayısı | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet | ..... adet
Ünite kurulu güçleri | Ünite kurulu güçleri | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe | ...... MWm ...... MWe
Üretim tesisinin toplam kurulu gücü2 Üretim tesisinin toplam kurulu gücü2 | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe | ..... MWm ...... MWe
Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı3 Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı3 | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl
Öngörülen sisteme bağlantı noktası veya bağlantı bölgesi 4 Öngörülen sisteme bağlantı noktası veya bağlantı bölgesi 4
Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu5 Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu5
Talep türü6 Talep türü6
Talep türü6 Talep türü6
Öngörülen proje kapasite faktörü7 Öngörülen proje kapasite faktörü7 | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %... | %...
TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ | TÜRBİN BİLGİLERİ
Türbin Numarası | Ünite koordinatları (UTM 6 derece- ED 50 Datum) | Ünite koordinatları (UTM 6 derece- ED 50 Datum) | Ünite koordinatları (UTM 6 derece- ED 50 Datum) | Ünite koordinatları (UTM 6 derece- ED 50 Datum) | Ünite koordinatları (UTM 6 derece- ED 50 Datum) | Ünite Gücü
(MWm) | Ünite Gücü
(MWm) | Ünite Gücü
(MWe) | Kule Yüksekliği (m) | Kule Yüksekliği (m) | Türbin rotor
kanat çapı
(m) | Türbin rotor
kanat çapı
(m) | Rakım (m) | Türbin Yerinin Dilim
Orta Boylamı
(6 derece-ED50) | Türbin Yerinin Dilim
Orta Boylamı
(6 derece-ED50)
Türbin Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Ünite Gücü
(MWm) | Ünite Gücü
(MWm) | Ünite Gücü
(MWe) | Kule Yüksekliği (m) | Kule Yüksekliği (m) | Türbin rotor
kanat çapı
(m) | Türbin rotor
kanat çapı
(m) | Rakım (m) | Türbin Yerinin Dilim
Orta Boylamı
(6 derece-ED50) | Türbin Yerinin Dilim
Orta Boylamı
(6 derece-ED50)
Türbin Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Ünite Gücü
(MWm) | Ünite Gücü
(MWm) | Ünite Gücü
(MWe) | Kule Yüksekliği (m) | Kule Yüksekliği (m) | Türbin rotor
kanat çapı
(m) | Türbin rotor
kanat çapı
(m) | Rakım (m) | Türbin Yerinin Dilim
Orta Boylamı
(6 derece-ED50) | Türbin Yerinin Dilim
Orta Boylamı
(6 derece-ED50)
T1 XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
T2 XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
... | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
Tn | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ
Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral sahasına ait köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Santral sahasına ait köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Santral sahasına ait köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Santral sahasına ait köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Santral sahasına ait köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Santral sahasına ait köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Santral sahasına ait köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Santral Sahası
Köşe Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
K1 K1 | K1 XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
K2 K2 | K2 XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
... | ... | ... | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
Kn | Kn | Kn | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ | RÜZGAR ÖLÇÜM İSTASYONU BİLGİLERİ
RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | Rüzgar Ölçüm İstasyonu Koordinatı
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Rüzgar Ölçüm İstasyonu Koordinatı
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Rüzgar Ölçüm İstasyonu Koordinatı
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Rüzgar Ölçüm İstasyonu Koordinatı
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Rüzgar Ölçüm İstasyonu Koordinatı
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Rüzgar Ölçüm İstasyonu Koordinatı
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Rüzgar Ölçüm İstasyonu Koordinatı
(UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | RÖİ Yerinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | RÖİ Yerinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | RÖİ Yerinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | RÖİ Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Maksimum Ölçüm Yüksekliği (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | Rakım (m) | RÖİ Yerinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
RÖİ-1 RÖİ-1 RÖİ-1 XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
RÖİ-2 RÖİ-2 RÖİ-2 XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
RÖİ-n | RÖİ-n | RÖİ-n | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ
Şalt Merkezi Koordinatları | Şalt Merkezi Koordinatları | Şalt Merkezi Koordinatları | Şalt merkezi koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
Şalt Merkezi Koordinatları | Şalt Merkezi Koordinatları | Şalt Merkezi Koordinatları | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
ŞM | ŞM | ŞM | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY | YY YY YYY ,YYY
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri | Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri | Başvuru sahibi tüzel kişinin iletişim bilgileri
Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası | Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası | Başvuru sahibi tüzel kişinin vergi numarası
Üretim tesisi adı | Üretim tesisi adı | Üretim tesisi adı | ...... GES | ...... GES | ...... GES
Önlisans/Lisans/Talep Numarası1 Önlisans/Lisans/Talep Numarası1 Önlisans/Lisans/Talep Numarası1
Üretim tesisinin yeri | İli | İli
Üretim tesisinin yeri | İlçesi | İlçesi
Üretim tesisinin yeri | Köy / Mahalle | Köy / Mahalle
Üretim tesisinin yeri | Ada / Parsel No | Ada / Parsel No
Üretim tesisinin yeri 1/25.000 ölçekli harita pafta adı/adları 1/25.000 ölçekli harita pafta adı/adları
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Fotovoltaik Sistemler | Fotovoltaik Sistemler | Fotovoltaik Sistemler
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Optimum açıda sabitlenmiş fotovoltaik sistemler | Optimum açıda sabitlenmiş fotovoltaik sistemler | Optimum açıda sabitlenmiş fotovoltaik sistemler
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Tek eksende güneşi takip eden fotovoltaik sistemler | Tek eksende güneşi takip eden fotovoltaik sistemler | Tek eksende güneşi takip eden fotovoltaik sistemler
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Çift eksende güneşi takip eden fotovoltaik sistemler | Çift eksende güneşi takip eden fotovoltaik sistemler | Çift eksende güneşi takip eden fotovoltaik sistemler
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Termal Sistemler | Termal Sistemler | Termal Sistemler
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Parabolik oluklu doğrusal odaklayıcılı sistem | Parabolik oluklu doğrusal odaklayıcılı sistem | Parabolik oluklu doğrusal odaklayıcılı sistem
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Doğrusal odaklayıcılı düzlemsel aynalar kullanılan sistemler (Fresnel) | Doğrusal odaklayıcılı düzlemsel aynalar kullanılan sistemler (Fresnel) | Doğrusal odaklayıcılı düzlemsel aynalar kullanılan sistemler (Fresnel)
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Kule ve üzerinde buhar üreten reaktör hücresi bulunan merkezi odaklayıcılı sistemler | Kule ve üzerinde buhar üreten reaktör hücresi bulunan merkezi odaklayıcılı sistemler | Kule ve üzerinde buhar üreten reaktör hücresi bulunan merkezi odaklayıcılı sistemler
Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Teknoloji Türü | Stirling motoru kullanan merkezi odaklayıcılı çanak tipi sistemler | Stirling motoru kullanan merkezi odaklayıcılı çanak tipi sistemler | Stirling motoru kullanan merkezi odaklayıcılı çanak tipi sistemler
Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | İnce film | İnce film | İnce film
Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Organik yapılı | Organik yapılı | Organik yapılı
Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Çok Kristalli yapı | Çok Kristalli yapı | Çok Kristalli yapı
Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Tek Kristalli yapı | Tek Kristalli yapı | Tek Kristalli yapı
Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Fotovoltaik güneş hücresinin malzeme türü | Çok katmanlı yapılar | Çok katmanlı yapılar | Çok katmanlı yapılar
Fotovoltaik sistemler | Her bir uygulama türü için kullanılacak panel sayısı | Her bir uygulama türü için kullanılacak panel sayısı | ..... adet | ..... adet | ..... adet
Fotovoltaik sistemler | Her bir uygulama türü için kullanılacak panel gücü | Her bir uygulama türü için kullanılacak panel gücü | .... Wp | .... Wp | .... Wp
Fotovoltaik sistemler | Evirici sayısı | Evirici sayısı | ..... adet | ..... adet | ..... adet
Fotovoltaik sistemler | Evirici gücü | Evirici gücü | .... W | .... W | .... W
Tesis toplam kurulu gücü2 Tesis toplam kurulu gücü2 Tesis toplam kurulu gücü2 | ...... MWm | ...... MWm | .... MWe
Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı3 Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı3 Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı3 | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl | ..... kWh/yıl
Santral sahası alanının yüzölçümü | Santral sahası alanının yüzölçümü | Santral sahası alanının yüzölçümü | .....km2 | .....km2 | .....km2
Yatay yüzeye gelen yıllık toplam güneş radyasyonu değeri | Yatay yüzeye gelen yıllık toplam güneş radyasyonu değeri | Yatay yüzeye gelen yıllık toplam güneş radyasyonu değeri | .....kWh/m2-yıl | .....kWh/m2-yıl | .....kWh/m2-yıl
Öngörülen sisteme bağlantı noktası veya bağlantı bölgesi 4 Öngörülen sisteme bağlantı noktası veya bağlantı bölgesi 4 Öngörülen sisteme bağlantı noktası veya bağlantı bölgesi 4
Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu5 Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu5 Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu5
Talep türü6 Talep türü6 Talep türü6
Öngörülen proje kapasite faktörü7 Öngörülen proje kapasite faktörü7 Öngörülen proje kapasite faktörü7 | % ..... | % ..... | % .....
SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ | SANTRAL SAHASI BİLGİLERİ
Köşe Numarası | Köşe Numarası | Köşe Koordinatları
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | Köşe Koordinatları
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | Köşe Koordinatları
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
Köşe Numarası | Köşe Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Köşenin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
K1 K1 | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
K2 K2 | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
... | ... | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Kn | Kn | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU (GÖİ) BİLGİLERİ | GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU (GÖİ) BİLGİLERİ | GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU (GÖİ) BİLGİLERİ | GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU (GÖİ) BİLGİLERİ | GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU (GÖİ) BİLGİLERİ | GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU (GÖİ) BİLGİLERİ
GÖİ Numarası | GÖİ Numarası | GÖİ Koordinatı
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | GÖİ Koordinatı
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | GÖİ Koordinatı
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | GÖİ Yerinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
GÖİ Numarası | GÖİ Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | GÖİ Yerinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
GÖİ-1 GÖİ-1 XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ | ŞALT MERKEZİ BİLGİLERİ
Şalt Merkezi Numarası | Şalt Merkezi Numarası | Şalt merkezi koordinatları
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | Şalt merkezi koordinatları
(UTM 6 derece - ED50 Datum) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
Şalt Merkezi Numarası | Şalt Merkezi Numarası | Doğu
(sağa değer) | Doğu
(sağa değer) | Kuzey
(yukarı değer) | Şalt Merkezinin Dilim Orta Boylamı
(6 derece - ED50)
ŞM | ŞM | XX XX XX ,XXX | XX XX XX ,XXX | YY YY YYY ,YYY
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
Üretim tesisi adı | Üretim tesisi adı
Üretim tesisinin yeri | İli
Üretim tesisinin yeri | İlçesi
Ünite sayısı | Ünite sayısı | ....... adet
Ünite kurulu güçleri | Ünite kurulu güçleri | ......... MWm MWe
Üretim tesisinin toplam kurulu gücü1 Üretim tesisinin toplam kurulu gücü1 | ........ MWm MWe
Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı2 Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı2 | ........ kWh/yıl
Öngörülen sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi3 Öngörülen sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi3
Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu4 Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu4
Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta/ada/ parsel adları | Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta/ada/ parsel adları
Öngörülen proje kapasite faktörü | Öngörülen proje kapasite faktörü | %...
Öngörülen üretim tesisi yerine aitkoordinatlar (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Öngörülen üretim tesisi yerine aitkoordinatlar (UTM 6 derece - ED 50 Datum)
Jeotermal ruhsat sahası koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Jeotermal ruhsat sahası koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum)
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
Üretim tesisi adı | Üretim tesisi adı
Üretim tesisinin yeri | İli
Üretim tesisinin yeri | İlçesi
Teknoloji türü1 Teknoloji türü1 Fermantasyon Gazlaştırma
Doğrudan Yakma Piroliz
Atık türü2 Atık türü2 Bitkisel atık Orman atığı
Hayvansal atık Atık lastik
Kentsel atık Endüstriyel atık
Enerji bitkisi Diğer (....................)
Ünite sayısı | Ünite sayısı | ..... adet
Ünite kurulu güçleri | Ünite kurulu güçleri | ...... MWm MWe
Üretim tesisinin toplam kurulu gücü3 Üretim tesisinin toplam kurulu gücü3 | ..... MWm MWe
Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı4 Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı4 | ..... kWh/yıl
Öngörülen sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi5 Öngörülen sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi5
Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu6 Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu6
Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta adı/adları (1/25.000 Harita) Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta/ada/ parsel adları | Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta adı/adları (1/25.000 Harita) Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta/ada/ parsel adları
Öngörülen proje kapasite faktörü | Öngörülen proje kapasite faktörü | % ...
Öngörülen üretim tesisi yerine ait koordinatlar (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Öngörülen üretim tesisi yerine ait koordinatlar (UTM 6 derece - ED 50 Datum)
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
Üretim tesisi adı | Üretim tesisi adı
Üretim tesisinin yeri | İli
Üretim tesisinin yeri | İlçesi
Enerji kaynağı | Enerji kaynağı | Dalga / Akıntı / Gel-Git
Ünite sayısı | Ünite sayısı | .... . adet
Ünite kurulu güçleri | Ünite kurulu güçleri | ..... . MWm MWe
Üretim tesisinin toplam kurulu gücü1 Üretim tesisinin toplam kurulu gücü1 | .... . MWm MWe
Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı | Mevcut kurulu gücü ile üretebileceği yıllık azami üretim miktarı | .... . kWh/yıl
Öngörülen sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi2 Öngörülen sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi2
Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu3 Üretim tesisinin mevcut fiziki durumu3
Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta adı/adları | Öngörülen üretim tesisi yerine ait pafta adı/adları
Öngörülen proje kapasite faktörü | Öngörülen proje kapasite faktörü | % .....
Öngörülen üretim tesisi yerine ait ünite koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum) | Öngörülen üretim tesisi yerine ait ünite koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum)
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi
Üretim tesisi / Proje adı
Üretim tesisinin yeri (il – ilçe)
Toplam kurulu güç 1 | ................ MWm / ................ MWe
Üretim tesisinin tipi 2
Yakıt türü
Ünite sayısı 3
Ünite kurulu güçleri 1 | ................ MWm / ................ MWe
Öngörülen proje kapasite faktörü
Öngörülen ortalama yıllık elektrik üretim miktarı 4 | ............................................. kWh/yıl
Sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi
Tüzel kişinin bildirim adresi 5
Öngörülen üretim tesisi sahasına ilişkin köşe koordinatları (UTM 6 derece - ED 50 Datum)
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Konusu | VAR (**) | YOK
Milli Parklar Kanunu’nun 2 nci maddesinde tanımlanan ve bu Kanunun 3 üncü maddesi uyarınca belirlenen "Milli Parklar", "Tabiat Parkları", "Tabiat Anıtları" ve "Tabiat Koruma Alanları"
Kara Avcılığı Kanunu uyarınca belirlenen "Yaban Hayatı Koruma Sahaları, Yaban Hayatı Geliştirme Sahaları ve Yaban Hayvanı Yerleştirme Alanları"
Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Kanunu’nun 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının "Tanımlar" başlıklı (a) bendinin 1 inci, 2 nci, 3 üncü ve 5 inci alt bentlerinde "Kültür Varlıkları", "Tabiat Varlıkları", "Sit" ve "Koruma Alanı" olarak tanımlanan ve aynı Kanun ile 17/6/1987 tarihli ve 3386 sayılı Kanunun (2863 sayılı Kültür ve Tabiat Varlıklarını Koruma Kanunu’nun Bazı Maddelerinin Değiştirilmesi ve Bu Kanuna Bazı Maddelerin Eklenmesi Hakkında Kanun) ilgili maddeleri uyarınca tespiti ve tescili yapılan alanlar
Su Ürünleri Kanunu kapsamında olan Su Ürünleri İstihsal ve Üreme Sahaları
Su Kirliliği Kontrol Yönetmeliği’nin 17 nci, 18 inci, 19 uncu ve 20 nci maddelerinde tanımlanan alanlar
Hava Kalitesi Değerlendirme ve Yönetimi Yönetmeliği’nde tanımlanan alanlar
Çevre Kanunu’nun 9 uncu maddesi uyarınca Bakanlar Kurulu tarafından "Özel Çevre Koruma Bölgeleri" olarak tespit ve ilan edilen alanlar
Boğaziçi Kanunu’na göre koruma altına alınan alanlar
Orman Kanunu uyarınca orman alanı sayılan yerler
Kıyı Kanunu gereğince yapı yasağı getirilen alanlar
Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanunda belirtilen alanlar
Mera Kanununda belirtilen alanlar
Sulak Alanların Korunması Yönetmeliği’nde belirtilen alanlar
"Avrupa’nın Yaban Hayatı ve Yaşama Ortamlarını Koruma Sözleşmesi" (BERN Sözleşmesi) uyarınca koruma altına alınmış alanlardan "Önemli Deniz Kaplumbağası Üreme Alanları"nda belirtilen I. ve II. Koruma Bölgeleri, "Akdeniz Foku Yaşama ve Üreme Alanları"
"Akdeniz’in Kirlenmeye Karşı Korunması Sözleşmesi" (Barcelona Sözleşmesi) uyarınca korumaya alınan alanlar
"Akdeniz’de Özel Koruma Alanlarının Korunmasına Ait Protokol" gereği ülkemizde "Özel Koruma Alanı" olarak belirlenmiş alanlar
Cenova Bildirgesi gereği seçilmiş Birleşmiş Milletler Çevre Programı tarafından yayımlanmış olan "Akdeniz’de Ortak Öneme Sahip 100 Kıyısal Tarihi Sit" listesinde yer alan alanlar
Cenova Deklerasyonu’nun 17 nci maddesinde yer alan "Akdeniz’e Has Nesli Tehlikede Olan Deniz Türlerinin" yaşama ve beslenme ortamı olan kıyısal alanlar
Cenova Deklerasyonu’nun 17 nci maddesinde yer alan "Akdeniz’e Has Nesli Tehlikede Olan Deniz Türlerinin" yaşama ve beslenme ortamı olan kıyısal alanlar
"Dünya Kültür ve Tabiat Mirasının Korunması Sözleşmesi"nin 1 inci ve 2 nci maddeleri gereğince Kültür Bakanlığı tarafından koruma altına alınan "Kültürel Miras" ve "Doğal Miras" statüsü verilen kültürel, tarihi ve doğal alanlar
"Özellikle Su Kuşları Yaşama Ortamı Olarak Uluslararası Öneme Sahip Sulak Alanların Korunması Sözleşmesi" (RAMSAR Sözleşmesi) uyarınca koruma altına alınmış alanlar
Avrupa Peyzaj Sözleşmesi
Onaylı Çevre Düzeni Planlarında, mevcut özellikleri korunacak alan olarak tespit edilen ve yapılaşma yasağı getirilen alanlar (Tabii karakteri korunacak alan, biogenetik rezerv alanları, jeotermal alanlar ve benzeri)
Tarım Alanları: Tarımsal kalkınma alanları, sulanan, sulanması mümkün ve arazi kullanma kabiliyet sınıfları I, II, III ve IV olan alanlar, yağışa bağlı tarımda kullanılan I. ve II. sınıf ile, özel mahsul plantasyon alanlarının tamamı
Sulak Alanlar: Doğal veya yapay, devamlı veya geçici, suların durgun veya akıntılı, tatlı, acı veya tuzlu, denizlerin gel-git hareketinin çekilme devresinde 6 metreyi geçmeyen derinlikleri kapsayan, başta su kuşları olmak üzere canlıların yaşama ortamı olarak önem taşıyan bütün sular, bataklık sazlık ve turbiyeler ile bu alanların kıyı kenar çizgisinden itibaren kara tarafına doğru ekolojik açıdan sulak alan kalan yerler
Göller, akarsular, yeraltı suyu işletme sahaları
Bilimsel araştırmalar için önem arz eden ve/veya nesli tehlikeye düşmüş veya düşebilir türler ve ülkemiz için endemik olan türlerin yaşama ortamı olan alanlar, biyosfer rezervi, biyotoplar, biyogenetik rezerv alanları, benzersiz özelliklerdeki jeolojik ve jeomorfolojik oluşumların bulunduğu alanlar
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
VAR** | YOK | Varsa engelin nasıl aşılacağına ilişkin açıklama
... tarihli mekânsal strateji planı bakımından engel durumu,
... tarihli çevre düzeni planı bakımından engel durumu,
... tarihli nazım imar planları bakımından engel durumu,
... tarihli uygulama imar planları bakımından engel durumu,
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
VAR** | YOK | Varsa engelin nasıl aşılacağına ilişkin açıklama
Mutlak tarım arazileri
Özel ürün arazileri,
Dikili tarım arazileri
Sulu tarım arazileri
Büyük ovalar
Çevre arazilerde tarımsal kullanım bütünlüğünü bozan alanlar ile 3573 sayılı Zeytinciliğin Islahı ve Yabanilerinin Aşılattırılması Hakkında Kanun kapsamında zeytinlik sayılan alanlar
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
İstasyonun yeri | İli
İstasyonun yeri | İlçesi
İstasyonun yeri | Mevkii
RÖİ Bilgileri | RÖİ Bilgileri
Pafta adı | Pafta adı
İstasyonun kurulum tarihi | İstasyonun kurulum tarihi
Ölçüm direği yüksekliği (metre) | Ölçüm direği yüksekliği (metre)
İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi
Ölçüme başlama tarihi
Ölçüm bitiş tarihi
RÖİ Bilgileri
YILLIK ORTALAMA RÜZGAR HIZI (m/s) | YILLIK ORTALAMA RÜZGAR HIZI (m/s) | YILLIK ORTALAMA RÜZGAR HIZI (m/s)
xx metre | xx metre | Xx
HAKİM RÜZGAR YÖNÜ | HAKİM RÜZGAR YÖNÜ
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi | Başvuru sahibi tüzel kişi
İstasyonun yeri | İli
İstasyonun yeri | İlçesi
İstasyonun yeri | Mevkii
GÖİ Bilgileri | GÖİ Bilgileri
Pafta adı | Pafta adı
İstasyonun kurulum tarihi | İstasyonun kurulum tarihi
İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar | İstasyonda kullanılan cihazlar
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih
Başvuru sahibi tüzel kişi
Ölçüme başlama tarihi
Ölçüm bitiş tarihi
GÖİ Bilgileri
YATAY YÜZEYE GELEN TOPLAM (GLOBAL) GÜNEŞ IŞINIMI (kWh/m2) | YATAY YÜZEYE GELEN TOPLAM (GLOBAL) GÜNEŞ IŞINIMI (kWh/m2)
.... | ....
GÜNEŞLENME SÜRESİ (SAAT) | GÜNEŞLENME SÜRESİ (SAAT)
.... | ....
SICAKLIK (°C) | SICAKLIK (°C)
.... | ....
HAZIRLAYAN
(Önlisans Başvurusunda Bulunacak Tüzel Kişi) | ONAYLAYAN
(Meteoroloji Genel Müdürlüğü veya Akredite Kuruluş)
İmza | İmza
Kaşe | Kaşe
Tarih | Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_19ca9bdb46407.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13426 Karar Tarihi: 27/03/2025
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/03/2025 tarihli toplantısında;
a) Dağıtım şirketleri tarafından dağıtım sistemi kullanıcılarına ve görevli tedarik şirketleri tarafından serbest olmayan tüketiciler ile serbest tüketici olmasına rağmen tedarikçisini seçmeyen ve 20/1/2018 tarihli ve 30307 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Son Kaynak Tedarik Tarifesinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında tanımlanan düşük tüketimli tüketicilere 5/4/2025 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2’de yer alan tarife tablolarının onaylanmasına,
b) Görevli tedarik şirketleri tarafından, Yeşil Tarifeyi seçen tüketicilere 5/4/2025 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-3’te yer alan tarife tablosunun onaylanmasına,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 5/4/2025 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu.
EK-2 5/4/2025 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu.
EK-3 5/4/2025 tarihinden itibaren uygulanacak Yeşil Tarife Tablosu. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_19e59c6564776.docx | 28/5/2014 Tarihli ve 29013 sayılı mükerrer Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ KISIM
Genel Esaslar
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Yönetmeliğin amacı; elektrik iletim sisteminin güvenilir ve düşük maliyetli olarak planlanması, işletilmesi ve sistem kararlılığının sağlanmasında uygulanacak standartlara ilişkin usul ve esasların belirlenmesi ile tüketicilere kaliteli ve yeterli elektrik enerjisi arz edilebilmesi için uygulanacak arz güvenilirliği ve kalitesi koşullarının belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Yönetmelik, TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcıları ve dağıtım sistemine bağlı olan ancak iletim sistemini etkileyen diğer kullanıcıların yükümlülüklerini, uymaları gereken tesis tasarım ve işletme kurallarını ve iletim sisteminin planlanması ve sistem güvenliğine ilişkin koşulların dikkate alınarak işletilmesi için uyulması gereken hususları kapsar.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Yönetmelik, 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Acil durum: Bu Yönetmelik, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,
b) Acil durum bildirimi: Acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara yükümlülükler getiren ve telefon, faks, paks, PYS gibi iletişim araçları kullanılarak MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen bildirimi,
c) Ada: İletim sisteminin geri kalan kısmı ile elektriksel bağlantısı olmayan, bağımsız çalışan alt sistemlerini,
ç) Ana bara: Fiderlerin kendi kesicisi ve ayırıcıları ile bağlı olduğu barayı,
d) Ana enterkonnekte sistem: Kullanıcı devreleri hariç olmak üzere, iletim sisteminin 400 kV ve 154 kV elemanlarını,
e) Anlık talep kontrolü: Sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilmesini,
f) Anlık talep kontrol rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda anlık talep kontrol hizmeti sağlamak amacıyla tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
g) Arz kapasitesi kaybı: Elektrik üretim ve iletim sisteminde, ortaya çıkan arz kapasitesindeki azalmayı,
ğ) Aşırı ikazlı çalışma: Sistem geriliminin belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının artırılmasını,
h) Ayırıcı: Yüksüz elektrik devrelerini açıp kapamak için kullanılan teçhizatı,
ı) Azami primer rezerv kapasitesi: 200 mHz’lik basamak frekans değişimi durumunda en geç 30 saniye içerisinde gerçekleştirilebilecek azami çıkış gücü değişimini,
i) Bağlantı anlaşması: Bir üretim şirketi, dağıtım şirketi ya da tüketicinin iletim sistemine ya da dağıtım sistemine bağlantı yapması için yapılan genel ve özel hükümleri içeren anlaşmayı,
j) Bağlantı noktası: Kullanıcıların bağlantı anlaşmaları uyarınca sisteme bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
k) Bağlantı talebi: Kullanıcının, tesis ve/veya teçhizatının iletim sistemindeki belli bir noktaya bağlanmasına ilişkin isteğini,
l) Bara: Aynı gerilimdeki elektrik enerjisinin toplandığı ve dağıtıldığı düzeneği,
m) Bara kuplajı: Aynı gerilim seviyesindeki farklı iki baranın yalnızca ayırıcı ya da kesicili tam bir fiderle ve gerektiğinde seri reaktör yardımı ile birbirine bağlanmasını,
n)
o) Besleme noktası: İletim ve/veya dağıtım sistemi üzerinde müşterilere elektrik enerjisi sağlanan noktayı,
ö) Blok: Kombine çevrim üretim tesisleri için, birlikte yük alabilen ve yük atabilen birden çok gaz türbini ve jeneratörü ile bunların beslediği buhar türbin ve jeneratörünü,
p) Bölgesel kapasite kiralama: Sistem güvenilirliğinin muhafaza edilmesini teminen ve yeterli kapasite olmaması nedeniyle oluşabilecek bölgesel sistem ihtiyaçlarını karşılamak üzere, yeni üretim tesislerinin kapasitelerinin ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasitelerinin TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler vasıtasıyla kiralanmasını,
r) Bölgesel Yük Tevzi Merkezi (BYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin sınırları belirlenmiş bir bölgesinin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, işletme manevralarının koordinasyonunu MYTM ile koordineli olarak yapan/yaptıran kontrol merkezini,
s) Çaprazlama: İletim hattının faz empedanslarının dengelenebilmesi için iletkenlerin, hattın uzunluğunun yaklaşık 1/3 ve 2/3 oranındaki noktalarında birbirleri ile yer değiştirmesini,
ş) Çok devreli hatlar: Aynı gerilimli birden fazla hattın aynı direk üzerinde bulunduğu hatları,
t) Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
u) Dağıtım bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,
ü) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
v) Dağıtım sistem işletmecisi: Bağlı bulunduğu dağıtım bölgesi sınırları içerisinde dağıtım sisteminin işletiminden sorumlu dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
y) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
z) Dağıtım tesisi: İletim tesislerinin ve dağıtım gerilim seviyesinden bağlı üretim ve tüketim tesislerine ait şalt sahalarının bittiği noktadan sonraki nihayet direğinden itibaren, alçak gerilim seviyesinden bağlı tüketicilerin yapı bina giriş noktalarına kadar, bina giriş ve sayaç arası hariç, elektrik dağıtımı için teçhiz edilmiş tesis ve teçhizat ile dağıtım şirketince teçhiz edilen ya da devralınan sayaçları,
aa) Dalgalı yük: Farklı genliklerde kesintili akım çeken ve şebeke geriliminin dalga şeklini bozan değişken empedanslı yükü,
bb) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,
cc) Dengeleme birimi: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan, dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,
çç) Dengeleme güç piyasası: Arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacına hizmet etmek üzere, 15 dakika içerisinde gerçekleştirilebilen çıkış gücü değişimi ile elde edilen yedek kapasitenin alış-satışının gerçekleştiği ve sistem işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
dd) Dengeleme mekanizması: İkili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikte ve gün öncesi piyasası, gün içi piyasası ile gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,
ee) Devre dışı olma: Tesis ve/veya teçhizatın bir parçasının bakım, onarım veya bir arıza nedeniyle otomatik veya elle devre dışı olmasını,
ff) Düşük frekans rölesi: Frekansın önceden belirlenen işletme değerlerinin altına düşmesi durumunda tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi için kesicilere açma kumandası veren teçhizatı,
gg) Düşük ikazlı çalışma: Sistem geriliminin bu Yönetmelikte belirlenen işletme değerlerinin üstüne çıkması durumunda senkron kompansatörlerin ve/veya jeneratörlerin ikaz akımlarının düşürülmesini,
ğğ) Ekip şefi veya sorumlusu: Teçhizat üzerinde yapılacak bir çalışmadan önce gerekli güvenlik önlemlerini alan veya aldırtan, teçhizat üzerinde yapılacak çalışmaları yürüten, çalışmaların bitiminde de bu önlemlerin kaldırılmasını sağlayan ve teçhizatın tekrar servise alınabileceğini ilgili birimlere bildiren personeli,
hh) Elektrik kesme: Tesis ve/veya teçhizatın elektriğinin kesici ve ayırıcılar yardımı ile her yönden kesilmesini,
ıı) Enerji depolama sistemleri: Elektrik enerjisini; mekanik, hidrolik, elektrokimyasal, kimyasal, elektriksel ve termal enerji depolama sistemleri yardımıyla farklı biçimlere dönüştürerek sınırlı kapasitede sürekli depolayabilen istenildiği zaman enerjisini sisteme verebilen veya sistemden enerji çekebilen, enerjiyi sürekli sirküle edebilen, hızlı tepki verebilen sistemleri,
ii) Enerji iletim hattı (EİH): Yüksek Gerilim (YG) enerji iletiminde kullanılan havai hatlar ve/veya güç kablolarından oluşan tesisi,
jj) Enterkonneksiyon: İletim ve dağıtım sistemlerinin toplamından oluşan ulusal elektrik sisteminin diğer bir ülkeye ait elektrik sistemine bağlanmasını,
kk) ENTSO-E :Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşletmecileri Birliğini,
ll) Faz dengesizliği: Elektrik sisteminde belli bir noktada faz gerilimleri arasındaki genlik ve faz açılarının birbirlerinden farklı olmasını,
mm) Fider: Bir merkez barasından kullanıcıya enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
nn) Fliker: Yükteki dalgalanmalar nedeniyle ortaya çıkan ve aydınlatma armatürlerinde kırpışmaya yol açarak rahatsızlık hissi yaratan 50 Hz altındaki gerilim salınımlarını,
oo) Fliker şiddeti: Fliker gerilim salınımlarının uluslararası standartlara göre tanımlanan ve bu standartlara göre ölçülen düzeyini,
öö) Frekans: Sistemdeki alternatif akımın Hertz olarak ifade edilen bir saniyedeki devir sayısını,
pp) Gerçek zamanlı dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,
rr) Gerilim ani değişimleri: Bir anahtarlama işleminin ardından, geçici rejim şartları sönümlendikten sonra ve gerilim regülatörleri ve statik VAR kompansatörlerinin çalışmasını takiben, kademe ayarları ve diğer anahtarlama işlemleri yapılmadan önce gerilimde ortaya çıkan değişimi,
ss) Gerilim dalga şekli bozulması: Gerilimin sinüsoidal şeklinde meydana gelen bozulmayı,
şş) Gerilim regülatörü: Jeneratörlerin çıkış gerilimini ayarlayan teçhizatı,
tt) Güç faktörü: Aktif gücün görünen güce olan oranını,
uu) Güç kalitesi ölçüm periyodu: IEC 61000-4-30’da tanımlanan bir haftalık kesintisiz ölçüm zamanını,
üü) Güç sistemi dengeleyicileri: İkaz seviyesi, hız, frekans, güç veya bunların kombinasyonunu girdi değişkenleri olarak kullanıp, gerilim regülatörü yoluyla güç salınımlarını azaltacak şekilde senkron jeneratörü ve türbini kontrol eden teçhizatı,
vv) Gün öncesi piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve piyasa işletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,
yy) Güvenlik kuralları: İlgili tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışan kişilerin sistemin bakım, onarım ve işletilmesi esnasında ortaya çıkabilecek tehlikelerden korunabilmeleri için TEİAŞ veya kullanıcı tarafından düzenlenen kuralları,
zz) Harmonik: Doğrusal olmayan yükler veya gerilim dalga şekli ideal olmayan jeneratörlerden dolayı bozulmaya uğramış bir alternatif akım veya gerilimde ana bileşen frekansının tam katları frekanslarda oluşan sinüsoidal bileşenlerin her birini,
aaa) Harmonik gerilim değeri: Bozulmaya uğramış gerilim dalga şeklindeki harmonik bileşenlerin etkin değerini,
bbb) Harmonik içerik: Bozulmaya uğramış alternatif akım veya gerilim dalgasında harmoniklerin toplam etkisini ifade eden ve dalga şeklinin etkin değeri ile ana bileşenin etkin değeri arasındaki farka neden olan bozulmayı,
ccc) Harmonik sınırları: İletim ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesisi ve teçhizat üzerinde, uluslararası standartlarla belirlenmiş olan ve sistemdeki belirli noktalarda gerilim ve akım için izin verilen harmonik sınırlarını,
ççç) Hat: Elektrik enerjisi taşıyan iletkenlerden oluşan tesisleri,
ddd) Hız eğimi (Speed droop): Sistem frekansındaki sapma oranına göre ünite çıkış gücünün değişim oranını belirleyen, yüzde olarak ifade edilen hız regülatörü ayar değerini,
eee) Hız regülatörü: Türbin hızını ve/veya çıkış gücünü ayarlayan cihazı,
fff) Hız regülatörü blok şeması: Ünitenin hız regülatörünü oluşturan bileşenlerin ve kontrol birimlerinin matematiksel transfer fonksiyonlarını ve birbirleri ile girdi çıktı ilişkilerini gösteren şemayı,
ggg) Hız regülatörü kazanç değeri: Hız regülatörü çıkış sinyali değişiminin giriş hız hata sinyaline oranını,
ğğğ) Hız regülatörü ölü bandı: Hız regülatörünün frekans değişimine müdahalede bulunmadığı kararlı durum frekans aralığını,
hhh) Hız regülatörü zaman sabiti: Hız regülatörünün, girişteki ani bir değişime karşı tepkisini gösteren sabitini,
ııı) IEC: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunu,
iii) IEC standardı: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunun yayınladığı teknik spesifikasyon ve standartları,
jjj) İç ihtiyaç: Bir üretim tesisinin normal işletme koşullarında işletilebilmesi için gerekli tesis, teçhizat ve diğer unsurlarının toplam elektrik enerjisi tüketimini,
kkk) İkili anlaşma: Gerçek ve tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisi ve/veya kapasitenin alınıp satılmasına dair yapılan ve Kurul onayına tabi olmayan ticari anlaşmaları,
lll) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,
mmm) İletim devresi: İletim sisteminin iki ya da daha fazla kesici arasında kalan bölümünü,
nnn) İletim ekipmanı: İletim sistemine ait devre, bara ve şalt teçhizatını,
ooo) İletim sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,
ööö) İletim tesisi: Üretim ve/veya tüketim tesislerinin 36 kV üstü gerilim seviyesinden bağlı olduğu üretim veya tüketim tesisi şalt sahasından sonraki nihayet direğinden itibaren, iletim şalt sahalarının orta gerilim fiderleri de dahil olmak üzere dağıtım tesislerinin bağlantı noktalarına kadar olan tesisleri,
ppp) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,
rrr) Jeneratör: Mekanik enerjiyi elektrik enerjisine dönüştüren elektromekanik ekipmanı,
sss) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
şşş) Kararlı durum: Geçici rejim şartları sönümlendikten sonra işletme değerlerinin sabit kabul edilebileceği sistem durumunu,
ttt) Kesici: Kısa devre dahil olmak üzere elektrik devrelerinde açma/kapama yapan teçhizatı,
uuu) Kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi piyasası işlemlerine göre bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve sistem işletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği ve gün içi piyasası işlemlerine göre güncellediği üretim ya da tüketim değerlerini,
üüü) Kısa devre gücü: Kısa devre edilen bir baradan ortaya çıkan en yüksek görünür gücü,
vvv) Kısa devre oranı: Bir ünitenin senkron reaktansının per unit değerini,
yyy) Kısa dönem elektrik enerjisi arz-talep projeksiyonu: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşların katılımıyla hazırlanan gelecek 1 yıllık üretim kapasitesi arz-talep projeksiyonunu,
zzz) Kısa dönem fliker şiddeti endeksi (Pst): 10 dakikalık periyotlarla ölçülen fliker şiddeti endeksini,
aaaa) Koruma ayarları: Koruma rölelerinin ayarlarını,
bbbb) Kullanıcı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri ve iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketicileri,
cccc) Kuplaj fideri: Aynı gerilimdeki iki ana barayı birbirine bağlayan teçhizatı,
çççç) Kuplaj kesicisi: İki ana baralı sistemlerde, baraları birbirine bağlayan/ayıran kesiciyi,
dddd) Kuranportör: Enerji iletim hatları üzerinden ses, koruma sinyalizasyonu ve bilgi iletişimi sağlayan radyo frekanslı alıcı-verici cihazı,
eeee) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
ffff) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
gggg) Kutup kayması: Ünitede faz açı dengesinin bozulmasını,
ğğğğ) Küçük santral: Toplam kurulu gücü 10 MW ve altında olan üretim tesisini,
hhhh) Manevra: Sistemin çeşitli kısımlarını devreye almak veya çıkarmak için kesiciler ve ayırıcılar ile yapılan işlemleri,
ıııı) Manevra formu: BYTM’lerin yaptıracakları manevralarda, transformatör merkezi işletme teknisyenlerinin takip edecekleri manevra sırasını belirtmek amacıyla manevraya başlamadan önce BYTM tarafından doldurulan ve ilgili merkezlere iletilen formu,
iiii) Manevra şeması: Şalt sahasındaki devrelerin bağlantılarını, numaralandırma ve isimlendirme ile şematik olarak gösteren diyagramları,
jjjj) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve Türkiye elektrik enterkonnekte sisteminin üretim, iletim ve tüketim yönünden güvenli, kaliteli ve ekonomik olarak işletmesini yapan, elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı dengelenmesini sağlayan, Dengeleme Güç Piyasasını işleten, uluslararası enterkonneksiyon hatlarının işletilmesi ve bu hatlar üzerinden yapılan enerji alışverişlerinin koordinasyonundan sorumlu olan ve BYTM arasındaki koordinasyonu sağlayan kontrol merkezini,
kkkk) (N-1) kısıtlılık: İletim sisteminin herhangi bir ekipmanının veya birbirlerine bağımlı ekipman grubunun arıza nedeniyle devre dışı olması halini,
llll) (N-2) kısıtlılık: İletim sisteminin birbirinden bağımsız iki ekipmanının arızalar nedeniyle aynı anda devre dışı olması halini,
mmmm) Negatif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden negatif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
nnnn) Negatif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve ters yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
oooo) Nominal aktif güç: Sistemdeki bir elemanın nominal görünür gücünün nominal güç faktörü ile çarpılmasıyla elde edilen değeri (Watt),
öööö) Nominal görünür güç: Sistemdeki bir elemanın nominal gerilimde, sürekli olarak sağlayabileceği ve/veya dayanabileceği azami akım değeri ile nominal gerilimin çarpılmasıyla elde edilen değeri (Volt Amper),
pppp) Normal işletme koşulu: Gerilim, frekans ve hat akışlarının belirlenen sınırlar içinde olduğu, yük taleplerinin karşılandığı, yan hizmetlerin sağlandığı ve sistemin kararlı bir şekilde çalıştığı işletme koşulunu,
rrrr) Orta gerilim (OG) fideri: Bir merkez barasından müşteri veya müşteriler grubuna enerji taşıyan hat veya kablo çıkışlarını,
ssss) Ortak bağlantı noktası: Birden fazla kullanıcının elektriksel olarak iletim sistemine bağlı olduğu veya bağlı olması muhtemel ortak noktayı,
şşşş) Otomatik üretim kontrolü: Üretim veya talepteki bir değişime karşı sekonder frekans kontrolü sağlamak için üretim tesislerinin hız regülatörlerine gerekli sinyalleri gönderen ve jeneratörlerin aktif güç çıkışlarını ayarlayan MYTM’deki kontrol sistemi donanım ve yazılımı,
tttt) Otomatik üretim kontrol (AGC) programı: MYTM’de bulunan ve kontrolü altındaki üretim tesislerinin sekonder frekans kontrolüne katılmasının sağlanması amacıyla otomatik olarak hesap ettiği aktif güç hedef üretim değerlerini (set-point) SCADA sistemi üzerinden ilgili üretim tesislerine gönderen programı,
uuuu) Otomatik üretim kontrol (AGC) sistemi/arabirimi: Sekonder frekans kontrolüne katılacak üretim tesislerinde bulunan ve MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyaller vasıtasıyla ilgili üretim tesisinin sekonder frekans kontrolüne katılmasını sağlayan sistemi/arabirimi,
üüüü) Oturan sistemin toparlanması: İletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri vasıtasıyla iletim sisteminin enerjilendirilmesi, müşterilere elektrik enerjisi verilmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınması,
vvvv) Performans testleri: Üretim ve tüketim tesislerinin yan hizmet sağlama kapasitelerinin tespiti amacıyla uygulanan testleri,
yyyy) Piyasa: Üretim, iletim, dağıtım, piyasa işletimi, toptan satış, perakende satış, ithalat ve ihracat faaliyetleri ile bu faaliyetlere ilişkin iş ve işlemlerden oluşan elektrik enerjisi piyasasını,
zzzz) Piyasa katılımcısı: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatta tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri,
aaaaa) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, piyasa işletmecisi, sistem işletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,
bbbbb) Pozitif bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden pozitif faz sırasına sahip olanının birinci fazına ait vektörü,
ccccc) Pozitif faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan genlikleri eşit, aralarında yüzyirmi derece faz farkı olan ve doğru yönde sıralanan üç bileşenli dengeli vektör grubunu,
ççççç) Primer frekans kontrolü: Sistem frekansının düşmesine veya yükselmesine tepki olarak ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik artırılması veya düşürülmesi yoluyla sistem frekansının yeni bir denge noktasına getirilmesini,
ddddd) Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi: Primer frekans kontrol performans testleri neticesinde belirlenen ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmalarında yer alan, ilgili üretim tesisi tarafından etkinleştirilmesi gereken rezerv miktarının tamamını,
eeeee) Primer frekans kontrol rezerv miktarı: Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından bildirilen ve üretim tesislerinin sistem frekansında meydana gelen sapmalar doğrultusunda, primer frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
fffff) Primer frekans kontrol tepkisi: Sistem frekansının yükselmesi veya düşmesi durumunda primer frekans kontrol hizmeti kapsamında ünite aktif güç çıkışının hız regülatörü ile otomatik olarak artırılması veya azaltılmasını,
ggggg) Reaktif güç kontrolü: Ünitelerin jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması sırasında sisteme reaktif güç vermesi veya sistemden reaktif güç çekmesini,
ğğğğğ) Reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
hhhhh) Sekonder frekans kontrolü: Bu kontrole katılan üretim tesislerinin aktif güç çıkışının, MYTM’den otomatik olarak gönderilen sinyaller ile artırılarak veya düşürülerek sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesini,
ııııı) Sekonder frekans kontrol rezerv miktarı: Bir üretim tesisinin primer frekans kontrol rezerv miktarı olarak ayırdığı kapasite hariç olmak üzere KGÜP’ü ile emreamade kapasitesi arasında kalan kapasite vasıtasıyla ve/veya sistem işletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile oluşturulan ve sistem işletmecisi tarafından belirlenerek sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim lisansı sahibi tüzel kişilere bildirilen, üretim tesislerinin sekonder frekans kontrol tepkisi olarak sağlayacakları rezerv miktarını,
iiiii) Senkron kompanzasyon: Sistemdeki güç faktörünü istenilen seviyede tutmak için çalışır durumda olan senkron makinaların ikaz akımlarını ayarlayarak reaktif güç üretilmesi veya tüketilmesini,
jjjjj) Senkronize olma: Gerekli şartlar sağlanarak, bir ünitenin iletim sistemine bağlanması veya iletim sistemindeki iki ayrı sistemin birbirine bağlanmasını,
kkkkk) Serbest tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimi bulunduğu veya iletim sistemine doğrudan bağlı olduğu veya organize sanayi bölgesi tüzel kişiliğine haiz olduğu için tedarikçisini seçme hakkına sahip gerçek veya tüzel kişiyi,
lllll) Seri kapasitör: Seri bağlı bulunduğu hatta, empedansı düşürerek sistem stabilitesini artırmak için kullanılan kapasitör grubunu,
mmmmm) Seri reaktör: Bağlı bulunduğu fiderde, akımı sınırlandırmak için kullanılan sargıyı,
nnnnn) Sıfır bileşen: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan pozitif, negatif ve sıfır bileşenlerden sıfır faz sırasına sahip olan ve birbirine eşit üç vektörden her birini,
ooooo) Sıfır bileşen reaktansı: Faz-toprak ve faz-faz-toprak arıza akımlarının bulunması için hesaplanan ve sıfır faz sıra akımları için geçerli olan empedans değerlerini,
ööööö) Sıfır faz sırası: Dengesiz bir elektrik sisteminde akım veya gerilim fazlarındaki dengesizliği ifade etmek için kullanılan birbirlerine eşit üç vektörü,
ppppp) Simüle frekans: Frekans kontrol performans testlerinin gerçekleştirilmesi amacıyla, ölçülen hız veya frekans bilgisine benzetimi yapılarak, hız regülatörüne uygulanan hız ya da frekans sinyalini,
rrrrr) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,
sssss) Sistem işletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
şşşşş) Sistem kullanım anlaşması: Bir üretim şirketi, tedarik lisansı sahibi şirket veya tüketicinin iletim sistemini ya da dağıtım sistemini kullanımına ilişkin genel hükümleri ve ilgili kullanıcıya özgü koşul ve hükümleri içeren anlaşmayı,
ttttt) Sistemin oturması: Elektrik sisteminin tamamen veya kısmen istem dışı enerjisiz kalmasını,
uuuuu) Sub-senkron rezonans: Sistem ile türbin-jeneratör grubunun mekanik şaftı arasında meydana gelen, sistemin tabii frekansları ile nominal sistem frekansının altındaki salınımları,
üüüüü) Sub-senkron rezonans koruması: Jeneratörlerin sub-senkron rezonansa karşı korumasını sağlayan sistemi,
vvvvv) Şalt sahası: Elektrik bağlantı elemanlarının ve ekipmanlarının bulunduğu sahayı,
yyyyy) Şönt kapasitör: Reaktif güç üreten, sisteme paralel bağlı kondansatör grubunu,
zzzzz) Şönt reaktör: Bağlı bulunduğu hat, transformatör veya baradan reaktif güç çeken ve gerilim düşürmek için kullanılan sargıyı,
aaaaaa) Talep: Tüketilecek aktif ve reaktif güç miktarını,
bbbbbb) Talep profili: Belirli bir zaman aralığında, sistemin toplam talebindeki veya belirli bir noktasındaki talep değişimini gösteren eğriyi,
cccccc) Talep tahmini: Sistem işletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,
çççççç) Tarife: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin iletimi, dağıtımı ve satışı ile bunlara dair hizmetlere ilişkin fiyat, hüküm ve şartları içeren düzenlemeleri,
dddddd) Tasarlanmış asgari çıkış seviyesi: Sistem frekansının 50.2 Hz üzerinde olması ve ünite veya bloğun, frekans kontrolü kapasitesinin kalmaması durumunda aktif çıkış gücünü,
eeeeee) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri ile tedarik lisansına sahip şirketleri,
ffffff) Tedarik şirketi: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleri ile iştigal edebilen tüzel kişiyi,
gggggg) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
ğğğğğğ) Tek hat şeması: Şebekenin belli bir kısmındaki bara, iletken, güç transformatörü ve kompanzasyon teçhizatı gibi elemanların bağlantısını gösteren tek faz diyagramını,
hhhhhh) Termik kapasite: Belirli koşullar altında bir devre üzerinden akmasına izin verilen güç miktarını,
ıııııı) Tersiyer frekans kontrolü: Dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı hükümleri uyarınca dengeleme güç piyasası kapsamında, dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimini belirten yük alma, yük atma talimatları ile işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi kapsamında dengeleme birimlerinin aktif güç çıkışlarını artırmaları ya da azaltmalarını,
iiiiii) Tersiyer kontrol rezerv miktarı: Dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebilecekleri çıkış gücü değişimi ile sağlayacakları rezerv miktarını,
jjjjjj) Tersiyer frekans kontrolü rezerv yedeği: İşletme yedeklerinin ihtiyaç duyulduğunda dengeleme güç piyasası vasıtasıyla manuel olarak servise alınan ve sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,
kkkkkk) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,
llllll) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,
mmmmmm) Toparlanma yeteneği: Sistem oturması durumunda bir üretim tesisinin TEİAŞ’ın talimatı doğrultusunda, harici besleme olmaksızın kendi imkanları ile devreye girmesini ve sistemin bir bölümünü enerjilendirebilmesini,
nnnnnn) Toplam Harmonik Bozulma (THBv): Gerilim harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, ana bileşenin etkin değerine oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
oooooo) Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden değeri,
öööööö) Topraklama: Gerilimsiz hale getirilmiş teçhizatın, toprak ayırıcısını kapatarak veya topraklama donanımı kullanılarak toprakla irtibatlandırılmasını,
pppppp) Toprak arıza faktörü: Bir faz veya iki faz toprak arızalarında sağlam fazın arıza sonrası ve öncesi gerilimlerinin birbirlerine oranını,
rrrrrr) Toptan satış: Elektrik enerjisinin ve/veya kapasitesinin tekrar satış için satışını,
ssssss) Transfer bara: Teçhizatın transfer kesicisi ve/veya ayırıcısı ile bağlı olduğu barayı,
şşşşşş) Transfer fideri : Bir fiderin yerine geçebilen teçhizatı,
tttttt) Transfer kesicisi: Bir fiderin kendi kesicisi yerine geçebilen ve ana barayı transfer baraya bağlayan kesiciyi,
uuuuuu) Transfer-kuplaj fideri: Transfer ya da kuplaj olarak kullanılabilen teçhizatı,
üüüüüü) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
vvvvvv) Türkiye elektrik enerjisi talep projeksiyonu: İki yıllık periyotlarda, Kalkınma Bakanlığı ve Kurum görüşleri de alınmak suretiyle Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan ve yayımlanan yirmi yıllık talep tahmini raporunu,
yyyyyy) Uluslararası enterkonneksiyon: Ulusal elektrik sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel, asenkron paralel, ünite yönlendirmesi veya izole bölge yöntemlerinden birinin kullanılmasıyla işletilmesini esas alan enterkonneksiyonu,
zzzzzz) Uluslararası standartlar: Elektrik sistemi tesis ve/veya teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarını,
aaaaaaa) Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu çalışmasını ve kaynak potansiyelini esas alarak TEİAŞ tarafından hazırlanan 20 yıllık üretim gelişim planını,
bbbbbbb) Uzun dönem fliker şiddeti endeksi (Plt): İki saatlik zaman aralığı boyunca ölçülen (12 ardışık ölçüm) Pst değerleri kullanılarak hesaplanan fliker şiddeti endeksini,
ccccccc) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralları için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,
ççççççç) Ünite yük kontrolörü: Ünite yüklenmesini kontrol eden, hız regülatörü içindeki kontrol devresini,
ddddddd) Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
eeeeeee) Üretim kapasite projeksiyonu: Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından sonuçlandırılan ve Kurulca onaylanan talep tahminlerinin esas alınarak TEİAŞ tarafından, gelecek 5 yıl içinde işletmeye girmesi beklenen yıllık kapasite artışına göre hazırlanan üretim-tüketim denge analizi raporunu,
fffffff) Üretim şirketi: Sahip olduğu, kiraladığı, finansal kiralama yoluyla edindiği veya işletme hakkını devraldığı üretim tesisi ya da tesislerinde elektrik enerjisi üretimi ve ürettiği elektriğin satışı ile iştigal eden özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiyi,
ggggggg) Üretim tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,
ğğğğğğğ) Yan hizmetler: 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca iletim sistemine veya dağıtım sistemine bağlı ilgili tüzel kişilerce sağlanan, iletim veya dağıtım sisteminin güvenilir şekilde işletimini ve elektriğin gerekli kalite koşullarında hizmete sunulmasını sağlamak üzere ilgili yönetmelikte ayrıntılı olarak tanımlanan hizmetleri,
hhhhhhh) Yan hizmet anlaşmaları: İletim ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri, dağıtım şirketleri veya tüketiciler tarafından bu Yönetmelik uyarınca TEİAŞ’a; dağıtım sistemine bağlı olan üretim şirketleri veya tüketiciler tarafından 2/1/2014 tarihli ve 28870 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği uyarınca ilgili dağıtım lisansı sahibine sağlanacak ve yan hizmet bedellerini, koşullarını ve hükümlerini belirleyen anlaşmaları,
ııııııı) Yan hizmet sertifikaları: Yetkilendirilmiş bağımsız firmalar tarafından verilen ve yan hizmet sağlayan tesislerin Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği ve bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak hizmet verebileceklerini belgeleyen dokümanları,
iiiiiii) Yıllık yük faktörü: Bir üretim ünitesinin veya üretim tesisinin yıllık fiili enerji üretiminin, bu üretim ünitesinin veya üretim tesisinin üretebileceği yıllık azami enerji üretimine yüzde olarak ifade edilen oranını,
jjjjjjj) Yük alma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,
kkkkkkk) Yük alma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
lllllll) Yük alma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
mmmmmmm) Yük atma: Bir dengeleme biriminin sistem işletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,
nnnnnnn) Yük atma talimatı: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına sistem işletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,
ooooooo) Yük atma teklifi: Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,
ööööööö) Yüklenme eğrisi: Bir ünitenin aktif ve reaktif olarak yüklenebilme kapasitesini gösteren grafiği,
ppppppp) Yüklenme hızı: Üretim tesisinin birim zamanda gerçekleştirebileceği çıkış gücü değişimini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ KISIM
İletim Sisteminin Planlama,Tasarım ve Performansı
BİRİNCİ BÖLÜM
İletim Sisteminin Planlama ve Tasarım Esasları
İletim sisteminin planlama esasları
MADDE 5- (1) TEİAŞ, iletim sistemini ilgili mevzuatta ve lisansında yer alan usul ve esaslara göre planlar ve geliştirir.
(2) İletim sistemi; sistemin normal çalışma koşullarında, santralların azami üretimini sisteme aktarmaları ve sistemdeki (N-1) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
(3) İletim sistemindeki (N-2) kısıtlılık hallerinde, sistemin oturmasını önlemek amacıyla üretim veya tüketim tesislerinin yüklerinin kesilmesi yöntemlerine başvurulabilir.
(4) Nükleer santralların sisteme bağlantı noktalarında (N-2) kısıtlılık durumunda, gerilim ve frekansın bu Yönetmelikte belirlenen limitler içerisinde kalması sağlanarak, iletim tesislerinin termik limitlerin altında yüklenmesini, herhangi bir kullanıcının kaybedilmemesini, sistem kararlılığının bozulmamasını ve sistemin adalara bölünmemesini sağlayacak şekilde planlanır.
(5) İletim sisteminin nominal gerilimleri; 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. İletim sistemi; arıza öncesi planlama gerilim sınırları 400 kV için 370 kV ile 420 kV, 154 kV için 146 kV ile 162 kV ve 66 kV için 62 kV ile 70 kV arasındadır. İletim kısıtlarının olduğu bölgelerde 154 kV’lik sistem için bu limitlerin 140 kV ile 170 kV olduğu kabul edilir.
(6) İletim sistemi, ilgili planlama yılı için, sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir yüklenme durumunda, gerilimler bu maddenin beşinci fıkrasındaki limitler içerisinde kalacak şekilde planlanır.
(7) İletim sistemindeki indirici güç transformatörleri için, Ek-1’de belirtilen karakteristikler kullanılır.
İletim sisteminin tasarım esasları
MADDE 6- (1) Bir transformatör merkezine bağlanacak 400 kV hat fiderlerin sayısı en fazla yedi, 154 kV hat fiderlerin sayısı en fazla on adet olarak tasarlanır. Ancak, kısa devre arıza akım seviyelerinin limitler dahilinde kalması, ekonomik durum ve sistem güvenliği dikkate alınarak daha fazla fiderin bağlantısı yapılabilir.
İletim sistemi; hidroelektrik ve termik üniteler eş zamanlı olarak maksimum üretimle çalışırken, (N-1) kısıtlılık durumunda iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır. Bu maksatla, toplam çıkış gücü 1500 MW’tan az olan üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, bir iletim devresinin kaybı veya (N-1) kısıtlılık durumunda hiçbir üretim kaybı olmayacak ve üretimin tamamı sisteme aktarılabilecek şekilde; toplam çıkış gücü 1500 MW’tan fazla olan üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu ise iki iletim devresinin kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda bile üretiminin en az %80’ini sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.Nükleer santrallar için ise (N-2) kısıtlılık durumunda da iletim kapasitesinin yeterli olmasını sağlayacak şekilde tasarlanır. Bu maksatla; nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinin iletim sistemine olan bağlantısı ve entegrasyonu, kurulu gücüne bakılmaksızın iki iletim devresinin kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda üretimin tamamını sisteme aktarabilecek şekilde yapılır.
İletim sistemi, birbiriyle ilişkili iki iletim hattının kaybı veya (N-2) kısıtlılık durumunda ortaya çıkacak üretim kaybı 1200 MW’ı aşmayacak şekilde tasarlanır.
İletim sisteminin bir iletim devresi veya barası bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarlanır.
400/154 kV transformatör merkezlerinin 400 kV ve 154 kV kısımları, iki ana ve bir transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır. Ancak, zorunlu hallerde tek kesicili transfer-kuplaj fiderli olarak tasarlanabilir. Transformatör merkezinin gaz izoleli olması durumunda, 400kV ve 154kV tarafı iki ana baralı ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
400 kV transformatör merkezlerinin 400 kV kısmı iki ana ve bir transfer bara düzeninde, transfer ve kuplaj fiderli, tek kesicili transfer-kuplaj fiderli veya bir-buçuk kesicili olarak tasarlanır. Transformatör merkezinin gaz izoleli olması durumunda, iki ana baralı ve kuplaj fiderli olarak tasarlanır.
400 /154 kV transformatör merkezleri; 4x250 MVA veya 6x250 MVA, özel durumlarda ise 8x250 MVA transformatör düzeninde tasarlanır. Ancak transformatör merkezinin 6x250 MVA veya 8x250MVA olması durumunda 400 kV şalt parçalı iki ana bara ve transfer baralı olarak tasarlanır.
400/33 kV transformatör merkezleri; 2x125 veya 4x125 MVA olarak tasarlanır.
154 kV transformatör merkezleri, sistemin bölgesel ada veya katlı şebeke şeklinde işletilmesine imkan verecek şekilde iki ana bara düzeninde kuplaj fiderli olarak, ada besleme gerekliliğinin bulunmadığı durumlarda ise 154 kV transformatör merkezlerinin 154 kV kısmı ana+transfer bara veya iki ana baraya dönüştürülebilir ana+transfer bara düzeninde transfer fiderli olarak tasarlanır. Fiziki imkanlar ve sistem ihtiyaçları dahilinde, iki ana baralı merkezler transfer baralı tesis edilebilir.
Uluslararası asenkron paralel bağlantı durumunda AC/DC/AC çevirici merkezleri tesis edilir.
154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan yeni transformatör merkezleri 2x100 MVA, 3x100 MVA, 4x100 MVA şeklinde tasarlanır. Yeni transformatör merkezlerinde tasarım 100 MVA kurulu gücünde transformatöre göre yapılmakla birlikte fiili yüklere göre daha küçük kurulu güçte transformatörler kullanılabilir. Transformatörlerin fiili yükleri, kurulu gücünün %70’ine ulaştığı takdirde, kapasite artırımı planlanır. 100 MVA transformatörlerin kullanıldığı merkezler için transformatör başına 33 kV hat fiderlerinin sayısı, bir tanesi kapasitör, reaktör ve benzeri teçhizat için kullanılmak üzere, 8+1 olarak tasarlanır. Ark ocağı tesisleri; fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimini sınırlamak amacıyla, tesis edileceği yere ve gücüne bağlı olarak, uygun gerilim seviyesinden bağlanır. Sürekli işletmede kalacak, uzaktan erişimli, veri kaydetme özelliğine sahip, mühürlenebilir tipte ölçüm sistemi ile fliker şiddeti, harmonik ve ani gerilim değişimleri ölçülür.
Direkt transformasyonun gerekli olduğu hallerde, 400 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan transformatörler 400/33 kV ve 125 MVA olarak tasarlanır. Transformatörün sekonderinin üçgen bağlı olması durumunda bu transformatörler topraklama transformatörü kullanılarak topraklanır.
Dağıtım sistem işletmecilerinin yeni transformatör merkezi taleplerinde talep edilen gücün 20 MW’dan daha fazla ve TEİAŞ tarafından 500/d formülü uyarınca hesaplanan gücün üzerinde olması halinde yeni transformatör merkezi tesis edilir. 500/d formülünde yer alan d parametresi, yeni transformatör merkezi talep edilen nokta ile bağlantı yapılacak en yakın mevcut TEİAŞ transformatör merkezi arasındaki kuş uçuşu mesafenin kilometre olarak belirlenen değerinin 1,2 katı olarak hesaplanır.
Tek faz alternatif akım ile beslenen yükler ve üç faz dalgalı yükler, sistemin kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olduğu noktalarına bağlanır. Tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için farklı faz çiftleri arasına bağlanır. Sistem kısa devre gücünün yeterli yükseklikte olmadığı noktalarda tek faz alternatif akım yüklerini besleyen indirici transformatör merkezleri, gerilim dengesizliklerini azaltmak için sisteme üç faz olarak bağlanır.
İletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akımına dayanma kapasitesi 400 kV için 63 kA, 154 kV için 31,5 kA’dir. 33 kV gerilim seviyesinde de kısa devre arıza akımları 16 kA ile sınırlandırılır. Orta gerilimden sadece üretim tesislerinin bağlı olduğu 400/33 kV merkezlerde 33 kV gerilim seviyesinde kısa devre arıza akımı 25 kA ile sınırlandırılır.
400 kV ve 154 kV sistem tasarımlarında topraklamaya ilişkin olarak;
a) 400 kV ve 154 kV sistemlerde TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe, toprak arıza faktörü 1,4 olarak kabul edilir.
b) İletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama sisteminin gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir.
c) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır. Topraklama bağlantıları, TEİAŞ’ın onayladığı bağlantı sistemi ile yapılır.
ç) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
d) 400/154 kV yıldız-yıldız bağlı ototransformatörlerin primer ve sekonder sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır ve nötr noktaları şalt merkezinin topraklama şebekesine bağlanır. 400 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–üçgen transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısı ise topraklama transformatörü üzerinden topraklanır. 154 kV’yi dağıtım sistemine bağlayan yıldız–yıldız tersiyersiz transformatörlerin primer sargılarının nötr noktası doğrudan, sekonder sargısının nötr noktası ise nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
e) 154 kV sistemi dağıtım sistemine bağlayan bir transformatörün sekonder sargısının nötr noktası 1000 A’lik direnç veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır.
f) Bu fıkrada düzenlenmeyen hususlarda 21/8/2001 tarihli ve 24500 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Tesislerinde Topraklamalar Yönetmeliği hükümleri uygulanır.
400 kV uzun iletim hatlarında gerektiğinde hattın endüktif reaktansını düşürmek için seri kapasitörler kullanılır.
Sistemde şönt kompanzasyon, şönt reaktörler ve şönt kapasitörlerle yapılır. Şönt reaktörler 400 kV seviyesinde hem hatta hem de baraya, havai hat olmaması durumunda ise baraya bağlanabilecek şekilde tasarlanır. 154 kV seviyesinde baraya bağlanabilecek şekilde ve 400/158 kV ototransformatörlerin tersiyer sargılarına bağlanabilecek şekilde tasarlanır. Şönt kapasitörler ise 154 kV transformatör merkezlerinin primer veya sekonder tarafındaki baralara tesis edilir. 400 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri 420 kV gerilim seviyesinde 72 MVAr, 97 MVAr, 121 MVAr, 145 MVAr, 183 MVAr ve 160-250 MVAr’dır.154 kV sistemde tesis edilen şönt reaktörlerin standart kapasiteleri ise 5 MVAr, 10 MVAr ve 20 MVAr’dır. Şönt reaktörler 420 kV ve 170 kV sistem gerilimlerinde sürekli çalışabilecek şekilde tasarlanır. Şönt reaktörler, ayarlı olarak da tesis edilebilir.154 kV transformatör merkezlerindeki 154 kV şönt reaktörler ve kapasitörler transformatör merkezinin kısa devre gücü ve harmonik rezonans riskleri hesaplanarak tesis edilir. 154 kV transformatör merkezlerindeki 25 MVA, 50 MVA, 100 MVA ve transformatörlerin sekonder tarafındaki baraya gerilim regülasyonu amacıyla 5 MVAr, 10 MVAr ve 2x10 MVAr gücünde şönt kapasitör grupları ve dinamik kompanzasyon sistemleri veya uygun güçte reaktörler tesis edilir. Şönt kapasitörler, transformatör kapasitesinin %20’sini geçmeyecek şekilde ve gerektiğinde ayrı fiderlere bağlı iki kapasitör grubu şeklinde tesis edilir. Şönt reaktörler ve kapasitörler, bağlantı noktalarına kesici ve ayırıcı üzerinden bağlanır.
İletim hatlarının güzergahlarının ve transformatör merkezlerinin yerlerinin seçiminde, teknik, ekonomik, sosyal ve çevrenin korunmasına yönelik hususlar ile ilgili mevzuat dikkate alınır. İletim sistemi master planlarının ilgili belediyelerin imar planlarında dikkate alınması için TEİAŞ tarafından gerekli girişimler yapılır. Bu imar planlarına bağlı kalınıp kalınmadığı takip edilir ve iletim hatlarının kamulaştırma işlemleri en kısa sürede sonuçlandırılır. İmar alanı dışında kalan yerler için ise ilgili mercilerden izin alınması için gerekli girişimler TEİAŞ tarafından yapılır. Nüfusun yoğun olduğu yerleşim merkezlerinde ve sanayi bölgelerinde şartlar göz önünde bulundurularak, düşük kapasiteli iletim hatları aynı güzergah üzerinde yüksek kapasiteli çok devreli iletim hatları ile yenilenir. Transformatör merkezleri, elektrik sistemi tesis ve teçhizatı için geliştirilen, onaylanan ve kullanılan uluslararası tasarım, tesis, imalat ve performans standartlarına uygun olarak uzaktan insansız çalıştırılabilecek şekilde gerekli altyapı ile tasarımlanır ve tesis edilir.
Uzunluğu 120 km’nin üzerindeki 400 kV hatlar için Ek-2’de gösterilen şekilde hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır. 45 km’nin üzerindeki 154 kV hatlar için ise hattın uzunluğu boyunca bir tam üç faz çaprazlama yapılır.
400 kV iletim hatları, standart 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) kesitli, her bir fazda üç veya çoklu demet halinde çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler kullanılarak tesis edilir. Uygun iklim ve hat profili/mekanik yüklenme şartlarına göre tasarlanan standart tek veya çok devre direkler üzerinde yukarıda tanımlanan iletken karakteristikli 400 kV hatlar kullanılır.
İstisnai veya aşırı buz yükünün olabileceği bölgelerde ilave emniyet gerektiren durumlar için özel tasarlanmış direkler üzerine, her demetteki üç veya çoklu iletken yerine, akım taşıma kapasitesi bunlara eşdeğer olacak özelliklere sahip iletken tesis edilebilir.
Havai hatlar için güzergah temin edilemeyen yoğun yerleşim bölgelerinde 400 kV en az 2000 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
400 kV ve 154 kV denizaltı kablo bağlantıları, en az 1600 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli olarak tesis edilir.
400 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları Ek-3’te düzenlenmiştir.
154 kV iletim hatları, standart 795 MCM Drake (468 mm2 ), 954 MCM Cardinal (546 mm2) ve 1272 MCM Pheasant (726 mm2) olan çelik özlü (ACSR) alüminyum iletkenler veya gerektiği durumlarda iletken dış çapı ve birim ağırlığı aşılmamak kaydıyla daha yüksek akım taşıma kapasiteli iletkenler tek, çift veya çok devreli direkler kullanılarak tesis edilir. 154 kV hatlarda genellikle her fazda bir iletken bulunur. Çok yüksek talep bölgelerinde iletim hatlarının taşıma kapasitesini arttırmak için 154 kV çoklu demet iletkenli çok devreli hatlar tesis edilir.
Havai hatların güzergahının temin edilemediği yoğun yerleşim bölgelerinde standart olarak 154 kV, 1000 mm2 veya 1600 mm2 kesitli XLPE bakır veya eşdeğer alüminyum iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
154 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları ile yer altı güç kablolarının tipleri ve kapasiteleri Ek-3’te düzenlenmiştir.
İletim hattını yıldırımdan korumak için faz iletkenlerine ilave olarak direklerin tepe noktalarına galvenize çelik toprak teli tesis edilir. Genel olarak, 400 kV ve 154 kV standart direklerde hatları yıldırım darbelerinden korumak için direk tasarımına bağlı olarak bir veya birden çok toprak teli kullanılır. Standart olarak, 400 kV ve 154 kV hatlarda sırasıyla 96 mm2 ve 70 mm2 koruma iletkenleri kullanılır.
Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik toprak tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre TEİAŞ tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik Şartnamesine uygun optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
İletim hatlarının faz iletkenleri için uygun izolasyon seviyelerini sağlamak amacıyla zincir tipi porselen, cam veya kompozit silikon izolatörler kullanılır.
Transformatör merkezleri sistem tasarımında kullanılan 400 kV ve 154 kV ortam koşulları ve sistem bilgileri Ek-4’te düzenlenmiştir. Anahtarlama aşırı gerilimlerinin sınırlandırılması amacıyla parafudr kullanıldığı durumlarda, bu uygulamaların teknik karakteristikleri ile ilgili olarak TEİAŞ ve kullanıcı arasında karşılıklı bilgi alışverişi yapılır. Planlanan sistemin bütünlüğünün ve tasarım uyumluluğunun sağlanması için her uygulamanın ayrıntıları üzerinde mutabakata varılır. Transformatör merkezleri şalt tesislerinin tasarımı Ek-5’te yer alan örnek tek hat şemalarına ve TEİAŞ’ın tip teknik şartnamelerine göre yapılır.
İKİNCİ BÖLÜM
İletim Sisteminin Performans, Tesis ve Teçhizatına İlişkin Teknik Kriterler
Sistem frekansı ve değişimi
MADDE 7- (1) Sistemin 50 Hertz (Hz) olan nominal frekansı, TEİAŞ tarafından 49,8-50,2 Hz aralığında kontrol edilir.
Sistem gerilimleri ve değişim sınırları
MADDE 8- (1) İletim sisteminin nominal gerilimleri 400 kV, 154 kV ve 66 kV’dir. Normal işletme koşullarında; 400 kV’lik iletim sistemi 340 kV ile 420 kV, 154 kV’lik iletim sistemi ise 140 kV ile 170 kV arasında çalıştırılır. 66 kV ve altındaki iletim sistemi için gerilim değişimi %10’dur.
(2) İletim sistemi içindeki dağıtım seviyesi ve iç ihtiyaçlar için gerilim seviyeleri 34,5 kV, 33 kV, 31,5 kV, 15,8 kV, 10,5 kV ve 6,3 kV’dir.
(3) 400 kV ve 154 kV sistemler, Ek-6’da yer alan gerilim sınır değerlerine göre planlanır ve işletilir. İşletme gerilim sınırları, arıza sonrası ünite ana güç transformatörünün kademe ayarları değiştirilmeden veya şönt kompanzasyon anahtarlaması yapılmadan önceki değerler olarak uygulanır.
(4) Sistem arızalarında; 400 kV’lik iletim sisteminin bazı bölümlerinin, aşırı gerilim korumasını harekete geçirecek gerilim üst sınırı olarak belirlenen 450 kV’ye kadar aşırı gerilime maruz kalmasına izin verilebilir.
İletim sistemi gerilim dalga şekli kalitesi
MADDE 9- (1) İletim sistemine bağlanacak tesis, teçhizat ve bağlantı elemanları, Ek-7’de gerilim seviyesine göre verilen Tablo 1, Tablo 2 ve Tablo 3’te belirtilen gerilim harmonik planlama sınır değerlerine uygun olarak tasarlanır. Tablolarda sunulan değerler her bir gerilim harmoniğinin ana bileşene göre oransal değerini ifade eder.
(2) İletim sistemindeki ortak bağlantı noktalarında güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra 3 saniye çözünürlükle ölçülen her bir gerilim harmoniği etkin değerinin 10’ar dakikalık ortalamalarının en az %95’i, Ek-7’de verilen Tablo 4, Tablo 5 ve Tablo 6’da verilen değerlerden küçük veya bu değerlere eşit olmak zorundadır.
(3) Normal işletme koşullarında, iletim sistemindeki bir bağlantı noktasında bir tesis ve/veya teçhizatın devre dışı olması durumunda ölçülen toplam harmonik bozulma, güç kalitesi ölçüm periyodunun %5’inden uzun bir süre için;
400 kV’de, 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 4’deki üst sınırlar geçilmeksizin % 3,5 ’luk toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesindeki 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 5’deki üst sınırlar geçilmeksizin %5’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
154 kV seviyesi altında 50. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 6’daki üst sınırlar geçilmeksizin %8’lik toplam harmonik bozulma sınırını,
geçemez.
(4) Toplam harmonik bozulma aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(5) Dördüncü fıkradaki formülde geçen;
Uh: h numaralı gerilim harmoniğinin etkin değerini,
U1: Gerilim ana bileşeni etkin değerini,
ifade eder.
(6) TEİAŞ, istisnai durumlarda toplam harmonik bozulma için üçüncü fıkranın (a), (b) ve (c) bentlerinde belirtilen sınırları geçen kısa süreli artışlara izin verebilir.
(7) İletim sistemine bağlı kullanıcılar, ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(8) Gerilim harmoniği uyumluluk sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, gerilim harmoniği sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Gerilim ani değişimleri
MADDE 10- (1) Anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri, nominal sistem geriliminin ±%3’ünü geçemez.
(2) Şönt kompanzasyon anahtarlama işlemleri sonucunda sistemde meydana gelen gerilim ani değişimleri ise nominal sistem geriliminin ±%5’ini geçemez.
Gerilim salınımları ve fliker
MADDE 11- (1) İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların dalgalı yüklerinden kaynaklanan, ortak bağlantı noktasındaki gerilim salınımları ile ilgili olarak;
1 saat içinde 10 seferden az olmak kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri gerilim seviyesinin %1’ini geçemez. 1 saat içinde 3 seferden az olmak kaydıyla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri durumunda veya iletim sistemini veya iletim sistemine bağlı başka bir kullanıcıyı risk altına almadığı sürece, istisnai durumlarda TEİAŞ tarafından gerilim seviyesinin %3’üne kadar gerilim değişimine izin verilebilir. 1 saat içinde 10 seferden fazla gerçekleşen hızlı gerilim değişimleri fliker olarak değerlendirilir.
İletim sistemi kısa dönem (Pst) ve uzun dönem (Plt) planlama fliker sınır değerleri Ek-7’de verilen Tablo 7’de sunulmuştur. Uzun dönem fliker şiddeti kısa dönem fliker değerleri kullanılarak aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır.
Güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca gerçekleşen geçici olaylar ve kısa süreli kesinti, gerilim çukuru, gerilim tepesi gibi durumlara ait veriler süzüldükten sonra kısa dönem fliker değerlerinin, en az %95’i Tablo 7’de verilen değerlerden veya %99’u bu değerlerin 1,5 katından küçük ya da 1,5 katına eşit olmak zorundadır.
c) Ek-7’deki tabloda yer alan sınırların altında flikere yol açan dalgalı yüklerin iletim sistemine bağlanmasına ilişkin olarak TEİAŞ tarafından yapıladeğerlendirmede, mevcut ve muhtemel kullanıcıların fliker değerleri ile ilgili tesis ve/veya teçhizatın yerleri dikkate alınır.
(2) İletim sistemine bağlı kullanıcılar ortak bağlantı noktalarında ve ortak bağlantı noktalarına yakın diğer bağlantı noktalarında fliker sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(3) Fliker sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, fliker sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Faz dengesizliği
MADDE 12- (1) İletim sistemine bağlı tesis ve/veya teçhizat ile şalt sahalarındaki kısımlarının, faz dengesizliğinden dolayı ortaya çıkacak dalga şekli bozulmalarına dayanacak şekilde tasarımlanmış olması zorunludur.
(2) Normal işletme koşullarında; iletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı olması durumunda, güç kalitesi ölçüm periyodu boyunca 3 saniye çözünürlükle ölçülen şebeke temel frekansındaki gerilim negatif bileşeni etkin değerlerinin 10’ar dakikalık ortalamalarının en az %95’inin şebeke temel frekansındaki gerilim pozitif bileşenlere oranı 400 kV gerilim seviyesinde %1’i; 154 kV seviyesinde %1,5 ve 154kV altı gerilim seviyelerinde %2 oranını aşmamalıdır. TEİAŞ’ın onayı ile bu oran tek fazlı veya iki fazlı yüklerin beslendiği noktalarda 400 kV gerilim seviyesinde %1,4’e, 154 kV seviyesinde %2’ye kadar çıkabilir.
(3) İletim sistemi elemanlarının planlı olarak devre dışı edilmeleri ile ortaya çıkan faz dengesizliklerine; toplam harmonik bozulma seviyesinin bağlı oldukları gerilim seviyesi için tanımlanan uyumluluk sınır değerlerini geçmemesi, sık olmaması ve kısa süreli olması kaydı ile TEİAŞ’ın onayı ile izin verilebilir. Bu husus taraflar arasındaki bağlantı anlaşmasında yer alır.
Akım harmonikleri
MADDE 13- (1) İletim sistemi kullanıcıları, Ek-8’de verilen tablodaki akım harmonikleri sınır değerlerine uymakla yükümlüdür. Tabloda sunulan değerler ortak bağlantı noktasındaki her bir akım harmoniğinin etkin değerinin maksimum yük akımının ana bileşeninin etkin değerine oransal değerini ifade eder. Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin temin, tesis ve işletmesi, TEİAŞ mülkiyetindeki trafo merkezlerinde TEİAŞ tarafından, iletim sistemi kullanıcısı mülkiyetindeki trafo merkezlerinde ise kullanıcı tarafından yapılır.
(2) Akım harmonikleri sınır değerlerinin aşılıp aşılmadığını izleyen güç kalitesi ölçüm sisteminin kurma yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, akım harmonikleri sınır değerlerinin aşıldığı kabul edilerek Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
Reaktif enerjinin kompanzasyonu
MADDE 14- (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından; aylık olarak sistemden çekilen endüktif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı yüzde yirmiyi, aylık olarak sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin sistemden çekilen aktif enerjiye oranı ise yüzde onbeşi geçemez.
(2) Birinci fıkranın uygulanmasında aşağıda yer alan esaslar dikkate alınır:
a) TEİAŞ transformatör merkezlerinde 36 kV ve altı gerilim seviyesinden bağlı kullanıcılar için; aynı baradan birden fazla kullanıcının beslenmesi durumunda, kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu kullanıcının o barada ölçülen aktif/reaktif enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. Ancak, bir transformatör merkezinde aynı kullanıcının bağlantısı birden fazla ve farklı baralar ile gerçekleşiyor ise değerlendirme, kullanıcı için her bir barada ayrı ayrı yapılır.
b) İletim sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden tek bir hat ile doğrudan bağlı veya birden fazla hat ile kullanıcı tesisindeki aynı baraya bağlı kullanıcının birden fazla ölçüm noktası var ise, sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde, bu ölçüm noktalarındaki aktif/reaktif enerjinin toplamı alınarak değerlendirme yapılır. İletim sistemine 36 kV üstündeki gerilim seviyelerinden birden fazla hat ile kullanıcı tesisindeki ayrı baralara doğrudan bağlı kullanıcının sistemden çektiği endüktif veya sisteme verdiği kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının tespitinde ise, bu kullanıcının iletim sistemine bağlı olduğu her bir bara için ayrı değerlendirme yapılır.
(3) İkinci fıkradaki esaslar çerçevesinde ölçülen toplam aylık aktif enerji tüketimi dikkate alınarak hesaplanan aylık ortalama güç miktarının; söz konusu ölçüme tabi noktalarda ölçümün yapıldığı aydan geriye dönük 12 ayın demand ölçüm değerleri dikkate alınarak belirlenmiş maksimum eş zamanlı demand değerlerinin toplamına oranının yüzde beşten daha az olması halinde o ay için birinci fıkrada yer alan oranlar için hesaplama yapılmaz.
(4) Reaktif enerjiye ilişkin olarak birinci fıkrada belirtilen oranlara uyulmaması durumunda, kullanıcılara uygulanacak yaptırımlar bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında düzenlenir.
Kısıtlılık durumları
MADDE 15- (1) İletim sisteminde olasılığı en yüksek iletim kısıtlılık durumları;
(N-1) kısıtlılık:
Bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Senkron kompansatör, statik Var kompansatör, şönt reaktör, kapasitör gibi bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir transformatör ünitesinin,
Bir harici enterkonneksiyonun
açma işlemi sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
(N-2) kısıtlılık:
İletim devresi ile buna bağımlı olmaksızın açan ikinci bir iletim devresinin,
İletim devresi ile bir transformatör ünitesinin,
İletim devresi ile üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından birinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir transformatör ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantı elemanlarından biri ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile ikinci bir transformatör ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Şönt kompanzasyon ünitesi ile ikinci bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
İletim devresi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir iletim devresinin,
Bir üretim ünitesi ile bir transformatör ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile ikinci bir üretim ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir şönt kompanzasyon ünitesinin,
Bir iletim devresi ve bu devre ile ilişkili diğer bir hattın seri kompanzasyon ünitesinin,
Transformatör ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Bir üretim ünitesi ile bir seri kompanzasyon ünitesinin,
Aynı direkteki çift devre hattın
açma işlemleri sonucunda sistemden ayrılmasıdır.
İletim sisteminde olasılığı düşük kısıtlılıklar ise:
Bara arızası,
Bara kuplajı kesicisi arızası,
Kesici arızası,
Koruma sistemi arızası,
İletişim koruma kanalı arızası,
Beklenmedik (N-2) kısıtlılık durumlarını
kapsar.
İşletme esasları
MADDE 16- (1) İşletme esasları; sistemin gerçek zaman şartları altında gerilim, frekans ve güç akışlarının belirlenen limitler içerisinde kararlılığını kaybetmeden işletilmesi için alınması gereken tedbir, önlem ve işletme prensiplerini kapsar. Sistemin aylık, haftalık ve günlük işletme programları; fiili çalışma koşulları, iklim değişimleri, bakım onarım programları ile birlikte işletmede gerçek zamanda ortaya çıkacak program dışı üretim ve iletim devre dışı olma durumları, beklenmedik talep ve hava koşulları gibi olaylar dikkate alınarak belirlenir. İşletme esasları kapsamında, fiili işletme şartları altında sistemin işletilebilmesi için işletme zaman çizelgelerine uygun olarak alınması gereken önlemler yer alır.
(2) İletim sistemi;
Tek bir iletim devresi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
Sistemin birbirinden uzak noktalarında olması veya söz konusu hatların kapasitelerinin altında yüklendiği durumlarda, iki iletim devresinin veya tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
ç ) Tek bir iletim devresi ile daha önceden devre dışı kalmış bir üretim ünitesi, bir reaktif kompansatör ya da diğer reaktif güç sağlayıcısının,
arızalanması durumlarında güvenli olarak işletilir. Bu durumda, (N-1) kısıtlılığa yol açan arıza; bir iletim ekipmanının aşırı yüklenmesine, frekans veya gerilimlerin belirlenen limitler dışına çıkmasına veya sistemin kararsızlığına neden olamaz.
(3) Aşağıdaki durumlar için ikinci fıkradaki işletme esasları dikkate alınmaz:
İletim sisteminin bir parçasını oluşturan saplama bağlantılı devrelerden oluşan transformatör merkezlerinde herhangi bir fider veya hat arızasında devrelerin açılması ile birlikte transformatörlerin bağlantılarının kesilmesi durumunda,
Arıza riskinin arttığı yıldırım, buzlanma, kar, tipi, sel, aşırı rüzgar gibi kötü hava koşullarının ortaya çıkması durumunda TEİAŞ tarafından, bu risklerin azaltılması için sistemin yedek kapasitesinin arttırılması, jeneratörlerin otomatik olarak devre dışı olmalarını sağlayan koruma sistemlerinin kurulması, (N-1) ve (N-2) kısıtlılık durumlarına karşı, uygun işletme alternatif stratejilerinin oluşturulması veya sistemin sıcak yedek kapasitesinin arttırılarak iletim ekipmanları üzerindeki güç akış yükünün azaltılması gibi önlemlerin alınması durumunda,
Arz veya talep kaybına ilişkin risklerin artması durumunda,
daha ekonomik olması kaydıyla, sistem işletme prensipleri bakımından (N-1) kısıtlılık durumunda (N-2) kısıtlılık durumunun işletme kurallarına geçilebilir. Bu şekildeki işletme durumuna hava şartları tekrar elverişli hale gelinceye ve sistem tekrar güvenli hale getirilinceye kadar devam edilir.
(4) (N-2) kısıtlılıklara yol açan arızalarda ana iletim ekipmanlarının aşırı yüklenmelerinin ve talep kaybının engellenebilmesi için gecikmeden yeni bir üretim programı hazırlanır. Bu programın uygulanamaması durumunda, arıza sonrası önlem olarak planlı kesinti/kısıntı uygulaması yapılır.
(5) Ekonomik gerekçelerle talep kontrolü yapılamaz.
(6) Arıza sonrası alınan tüm önlemler ve gerekçeleri, üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişiler ile etkilenmesi muhtemel tüm serbest tüketicilere bildirilir. Bu durumda, bu Yönetmeliğin acil durum işletme şartları ile ilgili hükümleri uygulanır. (N-1) kısıtlılığa yol açan arızanın ardından, mümkün olan en kısa süre içerisinde sistemi tekrar normal işletme koşullarına geri döndürmek için gerekli önlemler alınır.
(7) İşletme güvenliği usul ve esasları; dağıtım şirketlerine, iletim sistemine doğrudan bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve iletim sistemine bağlı tüketicilere uygulanır. Ancak, sistemin işletme güvenliğinin ve bütünlüğünün tehlikeye girmesi durumunda, taraflarla müzakere edilerek, bu hükümlerin dışında birtakım özel işletme usul ve esasları da uygulanabilir.
(8) OG kısmı açık tip transformatör merkezlerinde geçerli olmak üzere dağıtım şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu kablo şebekesindeki arıza yerinin tespiti amacı ile ve dağıtım şirketinin talebi durumunda, can ve mal güvenliği konusundaki tüm sorumluluk dağıtım şirketinde olmak üzere arıza yerini tespit etme cihazlarının sinyal sürme işlemi enerjisiz durumdaki TEİAŞ fideri üzerinden yapılabilir.
(9) Dağıtım şirketlerinin TEİAŞ ile irtibatlı olduğu fiderlerdeki teçhizat, dağıtım şirketinin talebi durumunda, dağıtım şirketinin kablo ve/veya havai hat kapasitesine uygun dağıtım şirketince talep edilecek malzeme ile TEİAŞ tarafından en kısa zamanda değiştirilir.
(10) İletim sisteminde kullanılacak olan indirici güç transformatörleri manevra süresi boyunca Ek-1’ e uygun olarak paralel çalıştırılabilir.
Tesis ve teçhizata ilişkin teknik kriterler
MADDE 17- (1) İletim sistemine bağlanan kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizatın, bu Yönetmelik ile belirlenen teknik tasarım ve işletme kriterlerine uygunluğu kullanıcı tarafından sağlanır.
(2) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde uygulanan arıza temizleme süreleri içerisinde temizlenen arızalarda etkilenmeyecek şekilde uygun tasarlanmasını sağlar.
(3) Bağlantı noktasında iletim sisteminin performansı ve sağlanması gereken şartlarla ilgili ayrıntılı bilgiler, bağlantı yapacak kullanıcının talebi üzerine TEİAŞ tarafından sağlanır.
(4) Kullanıcılar iletim sistemine bağlanacağı fider ve/veya ilişkili fiderlerde koruma, kumanda ve ölçü sistemleri hakkında ilgili mevzuat çerçevesinde TEİAŞ’ın gerekli gördüğü hususları uygular.
(5) Kullanıcılar, iletim sistemine bağlanacak tesiste kullanılan ve iletim sistemin bir parçası olan kısımlara ait primer ve sekonder teçhizattan en az 1 adet olmak üzere %10 işletme yedeği bulundurur.
(6) Bir kullanıcıya ait transformatör merkezine ve/veya bir sistem kontrol anlaşması gereği sağlanacak olan tesis ve/veya teçhizat ile malzemelere ilişkin tasarım, imalat ve ilgili testler, TEİAŞ’ın teknik şartnamelerine göre gerçekleştirilir.
(7) Kullanıcı; tesis ve/veya teçhizatının, iletim sisteminde bozucu etkilere yol açmamasını, iletim sistemi ile uyumlu olmasını ve;
İletim sisteminin 400 kV ve 154 kV izolasyon seviyelerine,
Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için bağlantı noktasında belirlenmiş harmonik gerilim sınırlarına,
Bu Yönetmelikte belirlenen ve gerektiğinde TEİAŞ tarafından kullanıcı için bağlantı noktasında belirlenmiş fliker şiddeti sınırlarına,
uygun olmasını sağlar.
(8) Kullanıcının bu Yönetmeliğe uyumu, gerekli durumlarda TEİAŞ tarafından bağlantı noktalarında ölçüm yapılarak kontrol edilebilir.
(9) Kullanıcı, tesislerinde ve bağlantı noktasında, IEC-815’e göre “kirlilik seviyesi III” olarak tanımlanan ve 25 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme mesafesini ve TEİAŞ teknik şartnamelerinde yer alan diğer teknik şartları sağlayan izolatörler kullanmak zorundadır. TEİAŞ tarafından 31 mm/kV asgari nominal spesifik ark sürünme mesafesine sahip izolatörler önerilmesi durumunda kullanıcı tesislerinde buna uygun izolatörler kullanılır.
(10) Üretim tesisini iletim sistemine bağlayan hat, bağlantı anlaşmasında belirtilen tesis sorumluluk sınırı ve Ek-9’da belirtilen saha sorumluluk çizelgesi dikkate alınarak tesis edilir.
(11) Kullanıcı, bağlantı noktasındaki kısa devre gücüne bağlı olarak şalt sahasındaki anahtarlama sırası için TEİAŞ’ın talimatlarına uyar.
(12) 400 kV ve altındaki iletim sistemine yapılacak bağlantılarda, özel bir topraklama altyapısının gerekmesi durumunda, topraklama için uyulması gereken teknik şartlar ve gerilim yükselmesi üzerinde yapılacak incelemenin sonuçları bağlantı yapılmadan önce TEİAŞ tarafından kullanıcıya en kısa sürede bildirilir.
(13) İletim sisteminin şalt teçhizatı için üç faz simetrik arızada açma akımına dayanma kapasitesi 400 kV için 63 kA ve 154 kV için ise 31,5 kA’dır.
(14) Primer tarafı 66 kV ve üzerinde olan transformatörlerin yüksek gerilim sargıları yıldız bağlı olarak ve yıldız noktasından topraklama bağlantısı yapılabilecek şekilde teşkil edilir. Transformatör merkezi primer topraklama hattı için en az 120 mm2 bakır kullanılır.
(15) Kısa devre gücünün yüksek olduğu merkezlerde, güç transformatörlerinin sekonder tarafının nötr noktası, faz-toprak arıza akımlarını sınırlamak amacıyla bir nötr direnci veya nötr reaktörü üzerinden topraklanır. Ayrıca bazı özel durumlarda dağıtım barasına nötr topraklama transformatörü tesis edilir.
(16) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar aşağıdaki hususları içerir:
a)Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve TEİAŞ mülkiyetinde olan güç kalitesi ölçüm sistemi, güç kalitesi ölçüm cihazlarının teknik karakteristikleri, ölçüm cihazlarının sağladığı verilerin formatı.
b) Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddeleri kapsamında ve kullanıcı mülkiyetinde olup Ek-7 ve Ek-8’de yer alan tablolardaki değerlere uygunluğun belirlenmesi maksadıyla kurulmuş olan güç kalitesi ölçüm sistemlerinin kapsamı, tesis, teçhizat ve iletim sistemine bağlantısı, tablolardaki sınır değerlerinin izlenmesine uygun olarak tasarlandığının kontrolü ile bu sistemlerden TEİAŞ sistemine veri aktarımı ve veri formatı.
İletim sisteminin korunması
MADDE 18- (1) TEİAŞ mülkiyet sınırında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar ve arızaları ivedi olarak gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(2) Her kullanıcı gerek kendi tesisinde meydana gelecek arızaların iletim sistemini etkilememesi, gerekse iletim sisteminde meydana gelecek arızaların kendi tesisini etkilememesi için gerekli olan tüm koruma ve izleme tedbirlerini kendi tesisinde sağlar.
(3) Koruma ayarları, arızalı tesis ve/veya teçhizatın, bağlantı esnasında veya gerektiğinde bağlantı anlaşmasında yer alan kriterlere göre, sorunsuz bir şekilde iletim sisteminden ayrılması için kullanıcı tarafından TEİAŞ’ın kontrol ve koordinasyonu altında yapılır ve TEİAŞ’ın onayı olmadan değiştirilemez.
(4) Kullanıcı, iletim sisteminin korunması amacıyla, koruma sistemi ve uygulanacak yöntem ile ilgili tasarımlarını bu Yönetmeliğe uygun olarak hazırlar, TEİAŞ’ın onayına sunar ve koordineli koruma ayarlarını uygular.
(5) TEİAŞ transformatör merkezlerinin orta gerilim barasındaki bara giriş, kuplaj, transfer, hat fideri de dahil olmak üzere tüm orta gerilim fiderlerindeki; bara ayırıcı, kesici kontak bilgilerine ulaşılmasına, ilgili dağıtım şirketinin talebi halinde TEİAŞ tarafından izin verilir.
(6) TEİAŞ’ın ve kullanıcının arıza giderme süresi; rölenin çalışması, kesicinin açması ve telekomünikasyon sinyalinin gönderilme sürelerinin toplamıdır. 400 kV ve 154 kV hatlar için azami arıza giderme süresi 140 milisaniyedir.
(7) TEİAŞ’a ait bir çıkış dağıtım fideri kesicisinin açma süresi, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, transformatörün söz konusu fider üzerinden maruz kaldığı kısa devre sayısı ve dağıtım merkezi ile TEİAŞ merkezi arasında meydana gelebilecek en yüksek faz arası kısa devre akımı dikkate alınarak TEİAŞ tarafından belirlenir. Kullanıcıların TEİAŞ barasına bağlı olan ilk dağıtım merkezlerine ait bir hat dağıtım fideri arızasında, hat dağıtım fiderine ait rölenin çalışma zamanı faz-toprak arızaları için azami 1,0 saniye, faz-faz arızalarında ise en yüksek kısa devre akımı için 0,14 saniyedir.
(8) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemlerinin periyodik işletme, bakım ve test çalışmalarını yapar, bu amaçla gerekli tüm tedbirleri alır ve buna ilişkin raporları hazır tutar. Ayrıca kullanıcılar mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait tüm fiderlerin koruma sistemi arızalarını ivedi olarak gidermek için gerekli tedbirleri alır.
(9) Kullanıcılar kendi mülkiyet sınırlarında bulunan tesislerine ait işletme ve arıza ekiplerinin listelerini TEİAŞ’ın istediği periyotlarda TEİAŞ’a bildirir.
(10) Kullanıcılar, dağıtım sisteminde meydana gelecek arıza akımlarının TEİAŞ barasına azami ikiden fazla fider üzerinden yansımaması için dağıtım bara düzenlerinde gerekli tedbirleri alır.
(11) İkinci fıkra uyarınca üretim tesislerinde tesis edilmesi gereken koruma teçhizatı ile ilgili olarak:
a) Ünite ikaz sisteminin devre dışı olması durumunda ünite jeneratörünü de devre dışı eden ikaz koruma sistemi tesis edilecektir.
b) TEİAŞ, gerekli durumlarda şartlarını belirtmek suretiyle, ünitede kutup kayması korumasının tesis edilmesini talep edebilir.
c) TEİAŞ, gerekli durumlarda, ünitede sub-senkron rezonans korumasının tesis edilmesi için gerekli şartları belirler.
ç) Koruma teçhizatı üzerinde iletim sistemini etkileyebilecek bir çalışma, tadilat veya ayar değişikliği, ancak TEİAŞ’tan bir teknik gözlemci gözetiminde yapılabilir.
(12) TEİAŞ, 67 nci maddede açıklanan şekilde talebin düşük frekans röleleri ile kesilmesi için gerekli olan düşük frekans rölelerini tesis eder.
(13) Sistem frekansının belirlenen frekans kademelerine düşmesi nedeniyle, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep miktarı, sistem şartları dikkate alınarak TEİAŞ tarafından her yılın 31 Ekim tarihine kadar takip eden bir yıllık dönem için belirlenir ve Kurum bilgilendirildikten sonra uygulamaya konulur.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Üretim Tesislerinin Tasarım ve Performans Şartları
Üretim şalt tesisleri tasarım ve bağlantı esasları
MADDE 19- (1) Üretim şalt tesislerinin tasarımı ve geliştirilmesi ile bu tesislerin iletim sistemine bağlantısında aşağıdaki hususlar dikkate alınır:
Ünite ana güç transformatörleri yüksüz en az 5 kademeli kademe değiştiricili olarak tesis edilir ve regülasyon aralığı 2 x %2,5’dir. Yükte kademe değiştiricili transformatörlerde normal koşullarda 8 x %1,25’lik bir regülasyon aralığı uygulanır.
Üretim şalt tesisleri; bir iletim devresi veya bara bakım onarım nedeniyle devre dışı edilmiş iken diğer bir iletim devresinin veya baranın arıza nedeniyle devre dışı olması durumunda, sistemdeki en büyük üretim ünitesinden daha fazla üretim kaybına yol açmayacak şekilde tasarımlanır ve tesis edilir.
Üretim tesisi şaltına bağlı üretim ünitelerinin havai hat bağlantılarının azami uzunluğu; yıllık yük faktörü %30’dan büyük veya eşit üretim üniteleri için 5 km’yi, diğer durumlarda ise 20 km’yi geçemez.
ç) Üretim tesisinin iletim sistemine bağlantısı için belirlenen iletim kapasitesi, herhangi bir arızadan önce;
Teçhizatın kapasitesinin üzerinde yüklenmemesi,
Gerilimlerin normal işletme koşulları için belirlenen sınırların dışına çıkmaması ve gerilim regülasyonunun yetersiz kalmaması,
Sistemin kararlılığını kaybetmemesi,
şartları sağlanacak şekilde planlanır.
Üretim tesisi ve iletim sistemi arasındaki bağlantının kapasitesi, aynı zamanda;
Bir iletim devresi ile bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcısının,
İki iletim devresi veya bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş diğer bir iletim devresinin,
Baranın birinin,
Bir iletim devresi ile daha önce devre dışı olmuş bir üretim ünitesi, bir kompansatör veya bir reaktif güç sağlayıcının,
herhangi birinin arıza nedeniyle devre dışı olması durumları dikkate alınarak planlanır. Bu bentte belirtilen arızalardan dolayı devre dışı olmalarda iletim sistemi; sistem kararsızlığı gerçekleşmeyecek şekilde planlanır. Üretim tesislerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
(e) Bir bağlantı noktasında, sisteme bağlanabilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi kurulu gücü, TS EN 61400 serisi standartlarına göre yapılacak olan teknik analiz sonuçlarının, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen kabul edilebilir güç kalitesi, yük akışı, kısıtlılık, kısa devre ve diğer sistem etütleri limitleri dahilinde değerlendirilmesi neticesinde belirlenir.
(f) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin sisteme bağlantısında Ek-18 hükümleri uygulanır.
Üretim tesislerinin tasarım ve performans esasları
MADDE 20- (1) Üretim tesislerine ilişkin tasarım ve performans şartları iletim sistemine doğrudan bağlı üniteler ile kullanıcı sistemlerine bağlı ünitelerin uyması gereken teknik ve tasarım kriterlerini kapsar.
(2) 30 MW kurulu gücün altındaki üretim tesisleri bu maddenin 8 inci fıkrasında düzenlenen şartlara uymak zorunda olup diğer fıkralardaki şartlardan muaftır.
(3) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan üretim tesisleri de bu bölümde yer alan reaktif güç kontrolü hizmetine ilişkin şartlara uymak zorundadır.
(4) Konvansiyonel tip senkron jeneratörler, nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazlı olarak 0,85 düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Ancak işletmedeki mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmayı talep etmeleri halinde jeneratör terminallerinde güç faktörlerini aşırı ikazlı olarak en fazla 0,9 değerine çekebilecek şekilde lisans gücünü arttırabilir. Bu durumda üretici Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda jeneratörün aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktöründeki nominal aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
(5) Nükleer Güç Santrallarındaki jeneratörler; nominal aktif güçleri seviyesinde üretim yaptıkları durumda jeneratör terminallerinde sürekli çalışmada aşırı ikazı olarak 0,9, düşük ikazlı olarak da 0,95 güç faktörü sınır değerleri arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır. Çıkış güçleri nominal aktif çıkış güçlerinin altındaki seviyelerinde ise jeneratörler, P-Q jeneratör yüklenme kabiliyet eğrilerindeki performans çizelgesinde belirtilen reaktif güç kapasite sınırları arasında her noktada çalışabilme yeteneğine sahip olmak zorundadır.
(6) Ünitenin kısa devre oranı; termik ve kombine çevrim gaz türbini üniteleri için 0,5 kurulu gücü 10 MW ve altındaki hidroelektrik üniteler için 0,75 ve 10 MW’ın üzerindeki hidroelektrik üniteler için ise 1,0’dan küçük olamaz.
(7) Senkron kompansatör olarak çalışabilme özelliğine sahip üniteler, sıfır güç faktörü ile çalışabilecek, termik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal güçlerinin %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %30 una kadar reaktif güç tüketebilecek, hidroelektrik üniteler, aşırı ikaz ile çalıştırıldığında nominal görünür gücünün %75 ine kadar reaktif güç verebilecek, düşük ikaz ile çalıştırıldığında ise %60’ına kadar reaktif güç tüketebilecek kapasitede olmak zorundadır. Üretim tesisinin senkron kompansatör özelliğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(8) Sistem frekansının kararsız işletme koşullarında 52,5 Hz’e çıkabileceği veya 47,5 Hz’e düşebileceği göz önünde bulundurularak, toplam kurulu gücü 1 MW ve üzerinde olan üretim tesisleri ve/veya TEİAŞ teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur.
(9) Primer frekans kontrol hizmeti sunan elektrik üretim tesisleri hariç, sekizinci fıkra kapsamındaki elektrik üretim tesislerine ait üniteler çalıştıkları süre boyunca, Ek-15’deki grafik doğrultusunda;
50,5 – 49,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için sabit aktif güç çıkışı verebilecek,
49,5 – 47,5 Hz aralığındaki sistem frekans değişimleri için ise, doğrusal karakteristikteki değerlerden daha yüksek aktif güç verebilecek,
kapasitede olmak zorundadır.
(10) Normal işletme koşullarında, iletim sistemine doğrudan bağlı bir ünitenin aktif güç çıkışı, gerilim değişimlerinden etkilenmemelidir. Bu durumda ünitenin reaktif güç çıkışı 400 kV, 154 kV ve 66 kV ile altındaki gerilimlerde ±%5 gerilim değişim aralığı içinde tümüyle emreamade olmak zorundadır.
(11) Üretim tesisinin toparlanma yeteneğine sahip olması gerekliliği bağlantı anlaşmasının imzalanması öncesinde TEİAŞ tarafından belirlenir.
(12) Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların ünitelerinde, enterkonnekte şebeke sisteminde ortaya çıkabilecek 0-5 Hz arasındaki düşük frekanslı elektromekanik salınımlarına karşı otomatik gerilim regülatöründe elektriksel sönümleme sağlama özelliğine sahip ve ENTSO-E sistemi bağlantısıyla birlikte ortaya çıkan düşük frekanslı bölgelerarası salınımları sönümleyebilen bir güç sistemi dengeleyicisi bulunmalıdır. Ünite gücü 75 MW ve üzeri konvansiyonel tip ünitelerde veya toplam kurulu gücü 300 MW ve üzeri olan konvansiyonel tip santralların ünitelerinde, bağlantı anlaşması imzalanmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ’a; ünitenin ikaz sistemi, güç sistemi dengeleyicisinin teknik özellikleri, güç sistemi dengeleyicisinin blok şeması ve IEEE modeli, otomatik gerilim regülâtörü ve bunların kararlı durum ve dinamik performansları ile ilgili ayrıntılı bilgiler ve teknik özellikler Ek-12’de belirtildiği şekilde verilir. Güç sistemi dengeleyicisi ayarları TEİAŞ’ın gerekli gördüğü durumlarda, Ek-12’de belirtilen ayar prosedürüne uygun olarak kullanıcı tarafından yapılır. TEİAŞ isterse bu ayar çalışmalarında gözlemci bulundurabilir.
(13) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için bu madde kapsamındaki hükümler değil, Ek-18’de yer alan koşullar geçerlidir.
Jeneratör kontrol düzenekleri
MADDE 21- (1) Her ünite, bağlı olduğu sisteme verdiği aktif ve reaktif gücün sürekli değiştirilmesi ile frekans ve gerilim kontrolüne katkıda bulunabilecek şekilde tasarımlanmış kontrol düzeneklerine sahip olmak zorundadır.
(2) Her ünite, normal işletme koşullarında frekans kontrolü yapan, bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen ölçütler doğrultusunda hızlı cevap veren, orantılı bir hız regülatörü veya ünite yük kontrolörü veya denk bir kontrol cihazına sahip olmak zorundadır.
(3) Hız regülatörü; uluslararası enterkonneksiyon şartında yer alan kuralları sağlayacak standartlara, bu standartların mevcut olmadığı durumlarda ise, Avrupa Birliği içinde frekans kontrol sisteminin tasarım veya tadilat standartlarına uygun olarak tasarlanmalı ve çalıştırılmalıdır.
(4) Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemi ile entegrasyon hedefleri doğrultusunda ENTSO-E dökümanlarında yer alan ve alacak standartlar temel alınır.
(5) Hız regülatörleri için kullanılan standartlar;
Bağlantı anlaşması başvurusunda veya,
Bağlantı anlaşmasının değiştirilmesi için yapılan başvuruda veya,
Hız regülatörü üzerinde yapılacak tadilattan önce mümkün olan en kısa sürede,
TEİAŞ’a bildirilir.
(6) Hız regülatörü aşağıdaki asgari şartları sağlar:
a) Hız regülatörü, diğer kontrol cihazları ile koordineli bir şekilde çalışma aralığı içinde ünitenin aktif güç çıkışını ayarlanan işletme parametreleri doğrultusunda kontrol eder.
b) Hız regülatörü, ünitenin bağlı olduğu kısmın izole bir ada şeklinde iletim sisteminden ayrılması fakat ünitenin talebi beslemeye devam etmesi durumunda, frekansını 47,5-52,5 Hz aralığında tutabilmelidir. Ancak, bu durum çıkış gücünün ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesinin altına düşmesine yol açmamalıdır.
c) Hız regülatörü; primer frekans kontrol performans testleri ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde 105 inci maddede belirtilen esaslar dahilinde bir hız eğimi ile çalışacak şekilde ayarlanır.
ç) Bir blok içindeki buhar türbini hariç, primer frekans kontrol hizmeti sunan tüm üniteler için hız regülatörünün duyarsızlığı ±0,010 Hz’i aşmamalıdır. Ayrıca hız regülatöründe kullanılan mahallinde frekans ölçümünün hassasiyeti ±0,010 Hz’i aşmamalıdır.
(7) Hız regülatörü için belirlenen asgari şartlar, başka parametrelere dayanan yan hizmetlerin TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından sağlanmasına engel olmamalıdır.
(8) Ünitenin gerilimini sabit tutan otomatik ikaz kontrol sistemi ve gerilim regülatörü ile ilgili olarak;
İkaz kontrol teçhizatı ve güç sistemi dengeleyicileri için teknik bilgiler ayrıntılı olarak bağlantı anlaşmasında belirtilir.
Sistem kararlılığına ve çalışma aralığında ikaz akımı sınırlarına uygun olarak ünitenin reaktif güç çıkışını sınırlayan reaktif güç sınırlayıcıları bağlantı anlaşmasında belirtildiği şekliyle tesis edilir ve ayarlanır.
Gerilim kontrolüne ilişkin olarak, sabit reaktif güç çıkışı kontrol modları ve sabit güç faktörü kontrol modları da dahil olmak üzere, diğer kontrol teçhizatı bağlantı anlaşmasında belirtilir. Ancak, bu teçhizat ikaz kontrol sisteminde mevcut ise, TEİAŞ’ın talebi üzerine, kullanıcı tarafından devre dışı bırakılabilir.
ç) İkaz kontrol sistemi, ünite gücünün sıfırdan tam yüke kadar yavaş yavaş arttırılması durumunda, çıkış geriliminin önceden saptanan nominal değerinden termik santrallar için %0,5’den, hidrolik santrallar için %0,2’den daha fazla değişmemesini sağlayabilecek hassasiyette olmak zorundadır. Ünite terminal çıkış gerilimi, nominal gerilim değerinin en az %95-%105’ine ayarlanabilir durumda olmak zorundadır.
d) Ünitenin büyük bir gerilim değişimine maruz kalması durumunda, çıkışı otomatik gerilim regülatörü tarafından kontrol edilen ikaz kontrol sistemi, jeneratör ikaz sargısının alt ve üst gerilim sınırlarına 50 milisaniyeyi geçmeyecek kadar kısa bir süre içinde ulaşabilmelidir.
e) Ünite çıkışında %10 veya daha yüksek ani gerilim değişimlerinin meydana gelmesi durumunda, ikaz kontrol sistemi, nominal ikaz geriliminin 2 katından veya nominal yüksüz ikaz geriliminin 6-7 katından daha az olmamak üzere, yüklü pozitif ikaz geriliminin üst sınır değerini en fazla 50 milisaniyede sağlayabilmelidir. Aynı zamanda pozitif üst sınır geriliminin %80’ine eşit negatif üst sınır gerilim değerini sağlayabilmelidir.
f) İkaz gücünü ünite çıkışlarından bir güç transformatörü yardımı ile alan statik ikaz kaynakları için ikaz sistemi; ünite çıkış geriliminin, nominal değerinin %20 ile %30’una düşmesi durumunda otomatik tetikleme yapma yeteneğinde olmak zorundadır.
g) Nominal görünür gücü 100 MVA veya daha fazla olan jeneratörler için;
1) Yüksek gerilim şebekesinde kısa devre arızası olması durumunda, pozitif ikaz geriliminin üst sınır değeri en az 3 saniye boyunca sağlanır.
2) Sistem arızaları sırasında, en az 10 saniye nominal ikaz akımının %150’sinden az olmamak koşuluyla ikaz akımı sağlanır.
ğ) Nominal görünür gücü 50 MVA’dan büyük jeneratörler, iletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin en fazla %70-80 gerilim düşümüne karşılık gerilim düşümü kapasitesi sağlar.
(9) Hız ve gerilim regülatörleri ve bunlara ilişkin kontrol sistemlerinin ayarları TEİAŞ onayı haricinde değiştirilemez. TEİAŞ bu ayarlara uyulup uyulmadığına dair önceden haber vermeksizin tesiste inceleme yapma hakkına sahiptir.
Kararlı durum çıkış gücü değişimleri
MADDE 22- (1) Kararlı durum altında, ünite çıkış gücünde yarım saatlik süre içindeki değişimlerin standart sapması, ünitenin kurulu gücünün %2,5’ini geçmemelidir.
Negatif bileşen yüklenmeleri
MADDE 23- (1) 400 kV ve 154 kV sistemde gerilimin negatif bileşeni, pozitif bileşeninin %1’ini aşmamalıdır. Üniteler, iletim veya kullanıcı sistemindeki faz-faz arızalarından veya dengesiz yüklerden kaynaklanan negatif bileşen yüklenmelerine karşı, arıza, sistem yedek koruması tarafından temizleninceye kadar devre dışı olmadan dayanabilmelidir.
Ünite transformatör ve jeneratörlerinin nötr noktalarının topraklanması
MADDE 24- (1) İletim sistemine bağlı ünitelere ait transformatörlerin iletim sistemi tarafındaki sargılarının nötr noktaları doğrudan topraklanır. Ancak üretimin yoğun olduğu bölgelerde, 154 kV sistemde faz toprak arıza akımlarının üç faz toprak arıza akımlarından yüksek olduğu durumlarda, tek faz toprak arıza akımlarını sınırlayabilmek için ünite transformatörünün iletim sistemi tarafındaki sargısının nötr noktası tam olarak izole edilir. İzole edilecek bu transformatörlerde, nötr noktaları izolasyon seviyeleri 154 kV gerilim seviyesinde yapılır.
Jeneratörlerin nötr noktası direnç veya topraklama transformatörü üzerinden topraklanır. Jeneratör topraklama direnci, faz toprak arıza akımının rezistif ve kapasitif bileşenlerinin birbirine eşit olması şartına göre hesaplanarak tespit ve tesis edilir. Jeneratörlerin nötr noktası tam izole edilmez ve doğrudan veya reaktans üzerinden topraklanmaz.
Ünite frekans hassasiyeti
MADDE 25- (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi, ünitelerini 47,5-52,5 Hz aralığı dışındaki frekanslardan doğabilecek zararlara karşı korumakla yükümlüdür. Bu aralık dışındaki frekanslarda teçhizatın, tesisin ve/veya personelin güvenliği için ünitenin sistem ile bağlantısını kesme ve diğer her türlü tedbirin alınması hususundaki yükümlülükler üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiye aittir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
İletişim Şartları
İletişim
MADDE 26- (1) İletim sisteminin işletimi ve enerji yönetiminin gereksinim duyduğu ses, bilgi ve koruma sinyalizasyon amaçlı iletişim ortamı tesis edilir.
(2) İletim sisteminin yönetimi, işletilmesi ve kontrolünün sağlanması amacıyla TEİAŞ ile kullanıcılar arasında kurulan iletişim ve kontrol sisteminin teknik özellikleri, tesis ve işletme bakım yükümlülükleri bağlantı anlaşmalarında yer alır.
(3) İletim sisteminde veri ve ses iletişimi kuranportör ve fiber optik iletişim sistemleri ile yapılır. Ayrıca, ihtiyaç duyulan durumlarda telekomünikasyon firmalarından kiralanan iletişim kanalları kullanılır. Yönetimsel Kontrol ve Veri Toplama Sistemi (SCADA) ile veri alışverişi amacıyla, transformatör merkezleri ve üretim tesislerinde gerekli donanım, yazılım ve iletişim linkleri temin ve tesis edilir.
(4) Yeni tesis edilen 400 kV ve 154 kV enerji iletim hatlarında standart çelik toprak tellerinden biri veya her ikisi yerine içerisinde sayısı ve özellikleri ihtiyaca göre TEİAŞ tarafından belirlenen fiber optik liflerin yer aldığı, TEİAŞ’ın Tip Teknik Şartnamesine uygun optik fiberli koruma teli (OPGW) kullanılır.
(5) İşletmede olan enerji iletim hatlarındaki koruma iletkenleri ihtiyaç duyulduğunda optik fiberli koruma iletkeni ile değiştirilir.
Ses iletişim sistemi
MADDE 27- (1) Ses iletişim sistemi, TEİAŞ ve kullanıcının kontrol operatörünün, çeşitli iletişim ortamları üzerinden sistemin kontrolu, işletilmesi ve denetiminin sağlanması amacıyla iletişimi sağlayan özel haberleşme sistemidir.
(2) Yük tevzi merkezleri ile kullanıcı tesisleri arasındaki sesli iletişim, kullanıcı tarafından tesis edilen ve TEİAŞ’ın mevcut iletişim araç ve gereçlerine uyumlu donanım ve yazılım ile sağlanır. Diğer ilgili merkezlerde de bağlantı anlaşmasında belirtilen gerekli teknik değişiklikler ve ilavelerin yapılması, kullanıcıların yükümlülüğündedir.
(3) İletim sisteminin yönetiminde, işletilmesinde ve kontrolünde etkinliğin sağlanması amacıyla, bağlantı anlaşması uyarınca kullanıcının ilgili kontrol odasında, sabit telefon veya GSM bulundurulur.
(4) TEİAŞ ve dağıtım şirketlerinin kontrol merkezlerinde, üretim tesislerinin kontrol odasında, ticari işlemlerin yürütüldüğü ve doğrudan bağlı müşterilerin kontrol noktalarında ayrı bir hat üzerinden çalışan bir faks cihazı da bulundurulur.
(5) İletişim tesis ve/veya teçhizatı sisteme bağlanmadan önce, telefon ve faks numaraları ile bu numaralarda yapılacak değişiklikler, değişiklik yapılmadan önce kullanıcı tarafından TEİAŞ ve/veya dağıtım şirketlerine bildirilir.
Koruma sinyalizasyon sistemi
MADDE 28- (1) İletim sisteminde kullanıcı ile olan sistemi arasındaki bağlantıda yer alan koruma sistemine ait sinyalizasyon için gerekli donanımlar, karşılıklı olarak kullanıcı tarafından temin ve tesis edilir.
Veri iletişim sistemi
MADDE 29- (1) Veri iletişim sistemi, kullanıcı sistemine ait verilerin toplandığı, işlendiği, değerlendirildiği, ilgili yük tevzi merkezine iletildiği ve gerekli bilgi ve komutların ilgili yük tevzi merkezinden kullanıcının tesisine iletildiği sistemdir.
(2) Sistem kontrol ve veri toplama işlevinin yürütülmesi için gerekli uzak terminal birimi veya geçit kapısı (gateway), donanım, yazılım, iletişim linki ve cihazlar bağlantı anlaşmasında yer alan şartlara uygun olarak kullanıcı ve TEİAŞ’ın ilgili tesislerinde kurulur. Kullanıcıların, dengeleme güç piyasasına katılan ve yan hizmetlere katılım zorunluluğu bulunan üretim tesisleri için TEİAŞ’ın veri iletişim sistemi ile veri alışverişi sağlamak üzere bağlantı sağlamaları esastır. Kullanıcı, TEİAŞ için gerekli sinyal, gösterge, alarm, ölçümler, kesici ve ayırıcı konum bilgileri, yükte kademe değiştiricisi gibi kontrol girdilerini sistem kontrol ve veri toplama teçhizatına, bu teçhizatın yanında tesis edeceği bir bilgi toplama panosu üzerinden bağlar.
(3) Kullanıcının; veri iletişimini, uzak terminal birimi kullanmak yerine, tesisinin ayrılmaz bir parçası durumunda olan bilgisayar kontrol sistemi üzerinden sağlamayı tercih etmesi ve bu tercihinin TEİAŞ tarafından kabul edilmesi halinde, gerekli performansın temini açısından TEİAŞ işletim sistemi ile uyumlu sistem, kullanıcı tarafından sağlanır. İstasyon otomasyonu uygulaması yapılması durumunda da, uzak terminal birimi ve bilgi toplama panosuna ihtiyaç olmaksızın, ilgili yük tevzi merkezi ile veri alışverişi istasyon bilgisayarı ve bir geçit kapısı üzerinden sağlanır.
(4) İletim sisteminin izlenmesi amacıyla toplanacak gerilim, akım, aktif ve reaktif güç sinyalleri ve diğer sinyaller TEİAŞ tarafından kullanıcıya bildirilir ve bu bilgilerin TEİAŞ’ın ilgili yük tevzi merkezi ile alışverişi sağlanır. Bu sinyallerin temin edilmesi ile ilgili teçhizatın ne zaman, ne şekilde, nereye ve nasıl tesis edileceği bağlantı anlaşmasında yer alan hükümlere uygun olarak belirlenir.
(5) Kullanıcı ve TEİAŞ kontrol ve sistem işletme merkezleri arasındaki veri iletişimi MYTM kurallarına, bağlantı anlaşmasında belirtilen, iletişim protokolü ve iletişim ortamına uygun olarak sağlanır.
(6) Veri iletişimi ana ve yedek olmak üzere iki ayrı link üzerinden sağlanır. 50 MW altı üretim tesislerinin ikinci linki oluşturulamıyorsa veri iletişimi tek link üzerinden sağlanabilir.
(7) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin şebekelerine bağlanacak 30 MW ve üzeri kurulu gücünde üretim tesislerine ait santral bazında toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili dağıtım şirketinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu santrallar kendi tesislerinde bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgesinin sorumluluğundadır.
(8) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, dağıtım sistemine ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin şebekelerine bağlanacak kurulu gücü 10 MW ve üzeri olan yenilenebilir enerji kaynaklarından güneş ve rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerine ait santral bazında toplam MW ve MVAr bilgileri ilgili elektrik dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA kontrol merkezi üzerinden TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. Söz konusu santrallar kendi tesislerinde bu amaçla gerekli sistemleri kurmak ve gerekli iletişim linkini sağlayarak ilgili elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA sistemlerine bağlanmaktan sorumludur. Elektrik dağıtım şirketlerinin/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar ilgili dağıtım şirketi/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin sorumluluğundadır.
(9) Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından, sorumluluk alanında dağıtım seviyesinden bağlı tüm üretim tesislerinin toplam MW ve MVAr değerleri, toplam tüketim değerleri, bağlantı noktalarına ilişkin bilgiler ile TEİAŞ tarafından talep edilecek diğer bilgileri, kendi SCADA kontrol merkezi ile TEİAŞ SCADA sistemi arasında tesis edecekleri iletişim linki üzerinden, TEİAŞ sisteminde kullanılan iletişim protokolleri vasıtasıyla TEİAŞ SCADA sistemine aktarılır. TEİAŞ SCADA kontrol merkezleri tarafında bu amaçla iletişim linki dışında ihtiyaç duyulacak diğer teçhizata dair yapılacak çalışmalar TEİAŞ’ın sorumluluğundadır.
(10) Sorumluluk sahası içerisinde TEİAŞ veya kullanıcı tarafından tesis edilen güç kalitesinin izlenmesine ilişkin cihazlara ait ölçüm verilerinin iletim sistemine bağlı kullanıcıların erişimine sunulması esastır. Kullanıcıların TEİAŞ Milli Güç Kalitesi Ölçüm Sistemine erişimleri, TEİAŞ tarafından hazırlanıp Kurul tarafından onaylanan “Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar” hükümlerine göre yapılır.
İlave iletişim şartları
MADDE 30- (1) İletim sisteminin güçlendirilmesi, geliştirilmesi ve yenilenmesi nedeniyle, kullanıcıya ait mevcut ses ve veri iletişim sisteminde ortaya çıkan değişiklik ihtiyaçları, bağlı olduğu TEİAŞ merkezindeki kendisiyle ilgili ihtiyaçlar da dahil, TEİAŞ tarafından yapılacak planlama çerçevesinde kullanıcı tarafından yerine getirilir.
Veri iletişim ağı
MADDE 31- (1) TEİAŞ ile kullanıcı arasında, idari, mali, ticari ve teknik konulardaki bilgi alışverişi için kullanılacak olan veri iletişim ağı ve bu ağ ile ilgili teknik altyapı ilgili mevzuat uyarınca TEİAŞ tarafından hazırlanan standart ve kurallara uygun olarak tesis edilir.
Sekonder frekans kontrolü teçhizatı
MADDE 32- (1) Sekonder frekans kontrolü için gerekli olan teçhizat ve ilgili bağlantı, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinin ilgili hükümleri uyarınca bu kapsama giren üretim tesislerinde, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programının gerekliliklerini tam olarak sağlayacak şekilde temin ve tesis edilir. MYTM’deki otomatik üretim kontrol programının parametrelerinin ayarları için gerekli veriler ilgili üretim şirketi tarafından sağlanır.
(2) Üretim tesisinde kurulacak olan otomatik üretim kontrol sistemi/arabirimi, MYTM’deki otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilen sinyal ile uyumlu olmak zorundadır.
ÜÇÜNCÜ KISIM
İletim Sistemine Bağlantı
BİRİNCİ BÖLÜM
İletim Sistemine Bağlantı Esasları ve Taraflar
İletim sistemine bağlantı esasları
MADDE 33- (1) İletim sistemi ile kullanıcılar arasındaki bağlantı, bu Yönetmelik hükümlerine uygun olarak tesis edilir.
(2) TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım sistemine bağlanacak üretim tesisinin/tesislerinin toplam kurulu gücü 50 MW’ı geçemez. Bu gücün 50 MW ve üzeri olması durumunda bağlantı iletim seviyesinden yapılır. Ancak, orta gerilimden sadece üretim tesisinin bağlı olduğu 400/33 kV merkezlerde bir dağıtım barasına bağlanacak üretim tesislerinin toplam kurulu gücü, ilgili baranın kısa devra arıza akım sınırını aşmaması kaydıyla, 50 MW’ı geçebilir. Transformatör merkezlerinde yer alan fiderlerin ve transformatör kapasitesinin verimli kullanılması için; fider tahsis talepleri, fider yüklenme durumları göz önüne alınarak dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından yapılır. Teknik gereksinim halinde TEİAŞ tarafından transformatör merkezinde gerekli fider değişikliği ve/veya düzenlemesi ilgili dağıtım lisans sahibi tüzel kişiye bildirilir. 10 MW’ın altındaki üretim tesisleri için müstakil fider tahsisi yapılmaz. Bununla beraber, 10 MW altında kurulu gücü olan ve en yakın bağlantı noktası bir transformatör merkezi olan üretim tesisleri için yakınlarda bağlanılabilecek dağıtım sistemine ait bir nokta olmaması, söz konusu transformatör merkezinde kullanılabilecek bir fider bulunması, söz konusu fiderin ileride dağıtım şirketlerince kullanılma olasılığının bulunmaması ve dağıtım şirketinin de uygun görüşü alınması halinde müstakil fider tahsisi yapılabilir.
(3) Tüketiciler tarafından iletim sistemine bağlanması talep edilen tüketim tesisinin/ tesislerinin bağlantı gücünün 50 MW ve üzerinde olması halinde iletim sistemine bağlantı için uygun görüş verilir. İlgili tesislerin gücünün 50 MW altında olması halinde ise dağıtım sistem işletmecisinin bu gücü karşılayamayacağı yönünde görüşünün bulunması ve bağlantı talebinin TEİAŞ tarafından da uygun görülmesi halinde tüketicinin iletim sistemine bağlantısı yapılır. TEİAŞ’ın da bu bağlantı talebini uygun görmemesi halinde tüketici dağıtım sistemine bağlanır.
(4) Bağlantı talepleri, TEİAŞ tarafından ilgili mevzuat ve 35 inci madde hükümlerine göre süresi içinde değerlendirilir ve sonuçlandırılır.
Bağlantı esaslarına tabi taraflar
MADDE 34- (1) İletim sistemine bağlantı esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere,
ç) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilere,
uygulanır.
(2) Ayrıca, bu Yönetmeliğin yayımı tarihinde dağıtım sistemine bağlı olan 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesisleri de iletim sistemine bağlantı esasları kapsamında değerlendirilir.
İKİNCİ BÖLÜM
İletim Sistemine Bağlantı ve/veya Sistem Kullanımı
Bağlantı talebinin değerlendirilmesi
MADDE 35- (1) Üretim ve tüketim tesislerinin bağlantıları Ek-10’da yer alan örnek tek hat şemalarına göre tasarımlandırılır.
(2) TEİAŞ, üretim tesislerinin iletim sistemine bağlantı ve/veya sistem kullanım talebi hakkındaki görüşlerini 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ve 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin ilgili maddelerini dikkate alarak, görüş talebinin kendisine ulaşmasından itibaren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri uyarınca kırkbeş gün içerisinde sonuçlandırarak, gerekçeleri ile birlikte Kuruma bildirir.
(3) Üretim tesisleri dışındaki bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin olarak TEİAŞ’a yapılan diğer başvurular incelenerek Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ilgili maddeleri dikkate alınarak oluşturulan görüş, başvuru tarihinden itibaren kırk beş gün içerisinde gerekçeleri ile birlikte başvuru sahibine yazılı olarak bildirilir.
(4) Tüzel kişiye önlisansının verilmesini takiben, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasına esas olmak üzere, Ek-11’in Bölüm 1'inde yer alan standart planlama verileri ile iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizata ilişkin bilgiler tüzel kişi tarafından bağlantı anlaşması başvurusu aşamasında TEİAŞ’a sunulur.
Bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması ve yan hizmet anlaşması
MADDE 36- (1) Tüzel kişi tarafından üretim lisansının TEİAŞ’a verildiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması TEİAŞ tarafından tüzel kişiye önerilir. TEİAŞ’ın bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması önerisini yapabilmesi için ek bilgiye ihtiyaç duyması halinde, Ek-11’in Bölüm 2’sinde yer alan ayrıntılı planlama verileri de tüzel kişiden talep edilebilir. Bu hallerde TEİAŞ tarafından bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasının önerilmesine ilişkin süre doksan gün olarak uygulanır. Tüzel kişi TEİAŞ’ın anlaşma önerisine otuz gün içerisinde yazılı yanıt verir.
(2) Tarafların mutabakatı halinde bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin hüküm ve şartları içeren bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanır. TEİAŞ ve lisans sahibi tüzel kişinin, bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin anlaşmanın hükümleri üzerinde mutabakata varamamaları halinde, ihtilaflar Kanunun ve tarafların ilgili lisanslarının hükümlerine göre Kurum tarafından çözüme kavuşturulur ve konu hakkında alınan Kurul kararları bağlayıcıdır.
(3) İletim sistemine halihazırda bağlı olan üretim tesisleri ile bağlantı ve/veya sistem kullanımına ilişkin olarak üretim tesisleri dışında gerçek ve tüzel kişiler tarafından TEİAŞ’a yapılan diğer başvurularda da aynı süreç uygulanır.
(4) Anlık talep kontrolü, reaktif güç kontrolü, oturan sistemin toparlanması veya bölgesel kapasite kiralama hizmeti sunacak tesisler için hizmeti sunacak gerçek/tüzel kişiler ile TEİAŞ arasında Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşması imzalanır.
(5) Yeni devreye girecek üretim tesisleri için, üretim tesisi sahibi tüzel kişiler, reaktif güç destek hizmeti yan hizmet sertifikasını yan hizmeti sunmaya başlamadan önce ve geçici kabul tarihinden itibaren 90 gün içinde TEİAŞ’a sunar.
Uyum ve testler
MADDE 37- (1) Kullanıcı; üretim tesisinin ve/veya iletim sistemine bağlanacak tesis ve/veya teçhizatın, sistemdeki tesis ve/veya teçhizata, bu Yönetmeliğe, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmaları ile yan hizmetler anlaşmalarına uygun olduğunu aşağıdaki usul ve esaslar çerçevesinde TEİAŞ’a bildirir:
Kullanıcı, TEİAŞ ile mutabık kaldığı bir test programı ve takvimi çerçevesinde, otomatik gerilim ve hız regülatörleri, diğer kontrol ve iletişim sistemleri üzerinde yapılacak servise alma testlerinin bir parçası olan açık ve yüklü devre ve fonksiyon testlerini TEİAŞ’ın gözetimi altında yapar.
Kullanıcı, yukarıdaki testlerden elde edilen sonuçları ve kontrol sistemi parametrelerinin son ayarlarını içeren bilgileri TEİAŞ’a sunar.
Kullanıcı, yan hizmetlere ilişkin olarak Ek-17’de yer alan usuller çerçevesinde performans testlerinin gerçekleştirilmesini sağlar.
Sisteme bağlantı onayı
MADDE 38- (1) Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması çerçevesindeki gerekliliklerini yerine getirip getirmediği kullanıcının başvurusu üzerine TEİAŞ tarafından değerlendirilir. Bağlantı gerekliliklerinin yerine getirildiğinin tespiti durumunda fiziki bağlantının yapılacağı tarih kullanıcıya bildirilir. Eksiklik tespit edilmesi ve bu nedenle bağlantıya onay verilmemesi halinde tespit edilen eksiklikler gerekçeleri ile birlikte başvuru tarihinden itibaren en fazla 60 gün içerisinde kullanıcıya bildirilir ve eksikliklerin giderilmesi için kullanıcıya ek süre verilir.
(2) TEİAŞ, iletim sistemine bağlı bir kullanıcının, iletim sistemi üzerindeki tesis ve/veya teçhizatının çalışmasını izleme hakkına sahiptir.
(3) İletim sistemine bağlı bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde ve/veya bunların ayarlarında herhangi bir değişiklik teklifi, iletim sisteminin bütünlüğü ve diğer kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatı üzerindeki etkilerinin incelenebilmesi için kullanıcı tarafından yeterli bir süre önceden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ, iletim sisteminin bütünlüğünü olumsuz yönde etkileme ihtimali olan değişikliklerin yapılmasını kabul etmeyebilir.
DÖRDÜNCÜ KISIM
Planlama
BİRİNCİ BÖLÜM
Planlama Esasları ve Tabi Taraflar
Planlama esasları
MADDE 39- (1) TEİAŞ tarafından, Üretim Kapasite Projeksiyonu her yıl 30 Nisan tarihine kadar Kuruma sunulur.
(2) TEİAŞ, Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu Raporunun Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanmasını müteakiben, gelecek yirmi yılı kapsayacak şekilde yapılan talep tahminini, mevcut arz potansiyelini, potansiyel arz imkânlarını, yakıt kaynaklarını, iletim ve dağıtım sisteminin yapısı ve gelişme planlarını, ithalat veya ihracat imkânlarını ve kaynak çeşitliliği politikalarını dikkate alarak enerji politikalarının belirlenmesinde yararlanmak üzere Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planını hazırlayarak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının onayına sunar. Bu plan, onaylanmasını müteakip Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayımlanır. Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı hazırlanırken; yükün karşılanamama olasılığı, puant yükün bir yılda toplam yedi gün karşılanamaması anlamına gelen yıllık %2 veya bu orandan daha düşük bir değer olacak şekilde dikkate alınır.
(3) Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonunda ilgili tüm kurum ve kuruluşlarının katılımıyla TEİAŞ tarafından kamuoyu ile paylaşılmak üzere hazırlanarak rapor haline getirilir.
Planlamaya tabi taraflar
MADDE 40- (1) İletim sistemi gelişimine ilişkin planlama esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
Planlamaya tabi tarafların yükümlülükleri
MADDE 41- (1) Ek-11’de yer alan ayrıntılı ve standart planlama verileri; yine Ek-11’de yer alan tarihlere kadar planlamaya tabi taraflarca TEİAŞ’a sunulur.
(2) Taraflarca gönderilen standart planlama verileri TEİAŞ tarafından kaydedilir. Bilgiler TEİAŞ tarafından yapılan çalışmalarda kullanılır ve üçüncü taraflarla paylaşılmamak üzere ilgili kamu kurum ve kuruluşlarına verilebilir.
(3) Standart planlama verilerinin tam ve zamanında TEİAŞ’a bildirilmesi tarafların yükümlülüğündedir.
(4) Verilerde bir önceki yıla göre herhangi bir değişiklik olmaması durumunda, bir önceki yıla ait veri sunumundan sonra verilerde değişiklik olmadığı hususu kullanıcı tarafından yazılı olarak TEİAŞ’a bildirilir.
(5) İletim sistemine bağlantı ve/veya sistem kullanımı amacıyla yeni başvuru yapıldığında standart planlama verileri, TEİAŞ’a sunulur.
İKİNCİ BÖLÜM
Plan ve Projeksiyonlar
Üretim kapasite projeksiyonu ve kısa dönem elektrik enerjisi arz-talep projeksiyonu
MADDE 42- (1) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, elektrik enerjisi talebinin kaliteli, sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanması ve piyasa katılımcılarına yol gösterilmesi için beş yıllık projeksiyonu içerecek şekilde Üretim Kapasite Projeksiyonunun hazırlanması görevi TEİAŞ tarafından yerine getirilir.
(2) Üretim Kapasite Projeksiyonunda; gerçekleşen talep ile izleyen beş takvim yılına ait talep gelişimi, mevcut üretim sistemi ve beş takvim yılına ait üretim kapasite gelişimi ile arz talep dengesi bölümleri yer alır.
(3) Üretim Kapasite Projeksiyonunun talep gelişimi bölümünde;
Bir önceki yılda dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri ve geçmiş yıllara ilişkin kayıp/kaçak miktar ve oranları,
Talebin sektörel bazdaki gelişimi,
Bir önceki yıldaki fiziki gerçekleşmenin, geçmişteki talep tahminiyle karşılaştırılmasına yönelik analizler,
ç) Bir önceki yıla ait puant talep bilgileri ile bu talebi etkileyen ana faktörler,
yer alır.
(4) Üretim Kapasite Projeksiyonunun üretim bölümünde;
a) Bir önceki yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında Türkiye toplam elektrik enerjisi kurulu gücü, emreamade kapasite ve üretim miktarı,
b) Bir önceki yıla ait yakıt türü ve kuruluş bazında devreye alınan toplam elektrik enerjisi kurulu gücü ve üretim miktarı,
c) Talebin güvenilir olarak karşılanması için yıllar bazında gereken kurulu güç ve emreamade kapasite artırımları,
ç) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış olan üretim tesislerine ait kapasiteler,
d) Bir önceki yılda ithal ve ihraç edilen enerji miktarları,
e) Bir önceki yılda faaliyet dışı kalan üretim tesisleri ve kapasiteleri,
f) Bir yıldan uzun süre ile hizmet dışı olması beklenen ünitelerin üretim miktarı ve süresi,
yer alır.
(5) Projeksiyonun üretim bölümünde arz-talep dengesine ilişkin senaryoların oluşturulmasında; santralların son üç yıl içerisindeki emreamade kapasiteleri dikkate alınır, yeni devreye alınacak kapasite için mevcut santralların verileri kullanılır.
(6) 7/5/2016 tarihli ve 29705 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Talep Tahminleri Yönetmeliği çerçevesinde TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kuruma sunulacak olan talep tahminlerinin TEİAŞ’ın internet sitesinde 31 Aralık tarihine kadar yayımlanmaması durumunda, Üretim Kapasite Projeksiyonunda Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan talep tahminleri kullanılır.
(7) Süresi içinde TEİAŞ’a gönderilen talep tahminlerinde, bu maddenin üçüncü fıkrasının (b), (c) ve (ç) bentlerinde öngörülen bölümlerin tamamının veya bir kısmının yer almaması hallerinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu bu bentlere dayalı analizlere yer verilmeden hazırlanır.
(8) Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu bir sonraki yıla ilişkin Türkiye elektrik enerjisi üretim, tüketim, puant talep, emreamade kapasite ve su durumuna ilişkin bilgileri ve grafikleri içerir.
Uzun dönem elektrik enerjisi üretim gelişim planı
MADDE 43- (1) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Üretim Gelişim Planı aşağıdaki hususları içerir:
Çalışmada dikkate alınan kabuller, varsayımlar ve kullanılan metodoloji,
Plan dönemi başındaki mevcut sistem,
Kaynak potansiyeli ve aday üretim tesisleri,ç) 20 yıllık elektrik enerjisi ve puant güç talep tahmini,
ç) 20 yıllık elektrik enerjisi arz-talep dengesi,
20 yıllık yakıt tüketim tahminleri,
Kurulu gücün ve üretimin gelişimi,
Termik santraların üretimlerine göre emisyon değerleri,
g) Sistem güvenilirliği ile ilgili sonuçlar.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Planlama Verileri
Hazırlanacak veriler
MADDE 44- (1) Planlama verileri; Ek-11’de yer aldığı şekliyle standart planlama verileri ve ayrıntılı planlama verileri olmak üzere iki bölümden oluşur.
(2) Standart planlama verileri periyodik olarak, ayrıntılı planlama verileri ise TEİAŞ’ın talebi durumunda kullanıcı tarafından hazırlanır.
(3) Planlama verileri projenin gelişme aşamalarına göre aşağıdaki seviyeleri takip eder:
Proje ön verileri,
Taahhüt edilen proje verileri,
Sözleşmeye bağlanan proje verileri.
Proje ön verileri
MADDE 45- (1) Kullanıcının iletim sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı ile ilgili bilgi ve belgeler, bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalanıncaya kadar proje ön verileri olarak kabul edilir. Bu seviyedeki veriler gizlidir ve diğer aşamalara ulaşıncaya kadar TEİAŞ tarafından üçüncü taraflara açıklanamaz.
(2) Proje ön verileri, normal koşullarda sadece standart planlama verilerinden oluşur. İletim sistemi etüdlerinin daha ayrıntılı olarak yapılabilmesi amacıyla, TEİAŞ’ın talep etmesi durumunda, ayrıntılı planlama verileri de proje ön verilerine eklenir.
Taahhüt edilen proje verileri
MADDE 46- (1) Bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşması imzalandıktan sonra, proje ön verileri olarak sunulmuş olan veriler ile TEİAŞ tarafından talep edilen ilave veriler, taahhüt edilen proje verilerini oluşturur. Bu veriler ile TEİAŞ’a ait diğer veriler, yeni başvuruların değerlendirilmesinde, Üretim Kapasite Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlanmasında ve yatırım planlamasında esas alınır.
(2) Taahhüt edilen proje verileri standart planlama verileri ile ayrıntılı planlama verilerinden oluşur.
(3) Taahhüt edilen proje verileri, aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara açıklanamaz:
Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
İşletme planlaması çalışmalarında,
Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
Sözleşmeye bağlanan proje verileri
MADDE 47- (1) İletim sistemine bağlantı gerçekleşmeden önce, sözleşmeye bağlanan proje verileri, güncellenmiş gerçek veriler ile değiştirilir. Aynı şekilde, geleceğe yönelik veriler, talep de göz önüne alınarak güncelleşmiş tahmini veriler ile değiştirilir. Bu aşamada sağlanan veriler taraflar arasındaki sözleşme ve anlaşmalarda esas alınır.
(2) Sözleşmeye bağlanan proje verileri, TEİAŞ’ın diğer verileri ile birlikte, yeni başvuruların değerlendirilmesinde ve iletim sisteminin planlamasında esas alınır.
(3) Sözleşmeye bağlanan proje verileri standart planlama verileri ve ayrıntılı planlama verilerinden oluşur.
(4) Sözleşmeye bağlanan proje verileri aşağıdaki durumlar dışında üçüncü taraflara açıklanamaz:
a) Uzun Dönem Elektrik Enerjisi Gelişim Planı, Üretim Kapasite Projeksiyonu, Kısa Dönem Elektrik Enerjisi Arz-Talep Projeksiyonu ile İletim Sistemi Gelişim Raporunun hazırlık çalışmalarında,
b) İşletme planlaması çalışmalarında,
c) Uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarında.
BEŞİNCİ KISIM
İşletme Kuralları
BİRİNCİ BÖLÜM
Talep ve Enerji Tahmini Esasları ve Taraflar
Talep ve enerji tahmini esasları
MADDE 48- (1) Talep ve enerji tahmini, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuata tabi taraflardan alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma teklifleri çerçevesinde, sistem bütünlüğü, arz güvenliği ve kalitesine ilişkin şartlar sağlanarak her gün yapılır.
(2) İletim sistemine ilişkin etütler; üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin planlı bakım ve onarımı ile üretim tesislerinin devre dışı edilme programlarının koordine edilmesi, talep ve enerji tahmini esas alınarak yapılır.
Talep ve enerji tahminine tabi taraflar
MADDE 49- (1) Talep ve enerji tahmini esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
İKİNCİ BÖLÜM
İşletme Planlaması
İşletme planlamasının esasları
MADDE 50- (1) İşletme planlaması; tesis ve/veya teçhizatın bakım, onarım ve bağlantı nedeniyle devre dışı edilme durumlarının talep ve enerji tahmini ile uyumlu olarak TEİAŞ tarafından koordine edilmesini içerir.
(2) TEİAŞ, talebin sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanabilmesi ve sistemi etkileyebilecek devre dışı olma durumlarının asgari düzeye indirilmesi için; işletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan ünitelerin ve iletim sistemi tesis ve/veya teçhizatının planlı olarak devre dışı edilme programlarını koordine ederek işletme planlamasını gerçekleştirir.
(3) İşletme planlaması; işletme planlamasına taraf ünitelerin, iletim veya dağıtım sistemi tesis ve/veya teçhizatının programlı devre dışı edilmeleri ile ilgili olarak aşağıdaki durumları kapsar;
Üretim hizmetlerinde, yakıt temini de dahil, herhangi bir aksamadan dolayı, işletme planlamasına taraf ünitelerin emreamadeliğinin düşmesine yol açan bir durumun ortaya çıkması,
Bir yedek santralın normal işletme usulleri içinde emreamadeliğinin düşmesine yol açan bir durumun ortaya çıkması,
İşletme planlamasına taraf ünitelerin iletim sistemine enerji vermelerinde kısıt ve engellerin ortaya çıkması,
ç) İletim veya dağıtım sisteminin tesis veya teçhizatının programlı devre dışı edilmesi halinin ortaya çıkması.
İşletme planlamasına tabi taraflar
MADDE 51- (1) İşletme planlaması esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
uygulanır.
Planlı olarak devre dışı edilme esasları
MADDE 52- (1) İşletme planlamasına tabi taraflar arasında yer alan üretim tesisleri, bir sonraki yıl için tesis ve/veya teçhizatlarının planlı olarak devre dışı edilme taleplerini, içinde bulunulan yılın 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirirler. TEİAŞ’ın belirleyeceği kurulu güç ve üzerindeki üretim tesisleri için, istenilen şablona uygun olarak yapılan bildirimler TEİAŞ’ın hazırlayacağı plana dahil edilir. Bu bildirimde ünitelerin haftalık emreamade olma durumları da yer alır.
(2) TEİAŞ, her yıl 31 Mayıs tarihine kadar iletim sistem kısıtlarını da dikkate alarak bir sonraki yıl için yedek ünite analizini yapar. TEİAŞ, bu analize dayanarak 30 Haziran tarihine kadar yıllık planın ilk taslağını hazırlar ve varsa değişiklik önerilerini ilgili tarafa yazılı olarak bildirir. İlgili taraf, TEİAŞ’ın değişiklik önerilerine 31 Temmuz tarihine kadar itiraz edebilir ve itiraz ettikleri hususlara ilişkin alternatif önerilerini 31 Ağustos tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(3) TEİAŞ, değişiklik önerileri üzerinde ilgili taraf ile görüşerek 30 Eylül tarihi itibarıyla yıllık planın ilk taslağını oluşturur ve devre dışı olma programı değiştirilen kullanıcıları bilgilendirir.
(4) Bir sonraki yıl için hazırlanan yıllık plan, 31 Ekim tarihine kadar nihai şekline getirilir. TEİAŞ, dengeleme sistemine katılan ünitelerin devre dışı olmalarına ilişkin bu bilgileri yıllık plan nihai hale getirilene kadar gizlilik kuralları içerisinde değerlendirir.
(5) TEİAŞ tarafından onaylanmış nihai yıllık devre dışı olma planında yer alan bir devre dışı olma programı sadece aşağıdaki şekilde değiştirilebilir;
a) Arz güvenliği, elektrik sisteminin veya kullanıcı personelinin emniyeti veya kamu güvenliği nedeniyle TEİAŞ tarafından devre dışı edilmeden önce yapılan bir bildirimle,
b) Arz güvenliği ve düşük maliyetli işletmecilik açısından kullanıcıdan gelen talep üzerine ve TEİAŞ’ın onayı ile,
c) Kullanıcıya özgü bir değişiklik kapsamında TEİAŞ ile kullanıcı arasında sağlanan bir mutabakatla.
(6) Kullanıcılar, TEİAŞ tarafından onaylanan nihai işletme planlamasına uymak zorundadır.
İçinde bulunulan yıl için planlı olarak devre dışı olma esasları
MADDE 53- (1) İçinde bulunulan yıla ilişkin devre dışı olma planı aşağıdaki esaslara uygun olarak hazırlanır:
a) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, planlı, plansız, zorunlu veya arıza nedeniyle devre dışı olan ünitelerin devreye alınış zamanlarıyla ilgili tahminlerini, dağıtım şirketleri de sistemlerine ilişkin benzer bilgileri her iş günü saat 11.00 itibarıyla, izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre için MYTM’ye yazılı olarak bildirirler.
b) MYTM, iletim ve dağıtım sistemlerinin planlı devre dışı olma durumlarını ve bu sistemlerdeki kısıtları dikkate alarak ve üretim tesislerindeki ortaya çıkabilecek arızalar için makul bir yedek kapasite bırakarak fiili üretim kapasitesinin alt ve üst sınırlarını her iş günü 11.00 - 16.00 saatleri arasında analiz eder.
c) Yapılan analiz sonucunda mevcut emreamadeliklerin izleyen ikinci günden ondördüncü güne kadar olan süre içinde yedek kapasite açısından bir eksikliğe yol açtığının anlaşılması durumunda MYTM erteleme talebini üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile dağıtım şirketlerine bildirir.
Kısa süreli planlı devre dışı olma durumları
MADDE 54- (1) Nihai yıllık devre dışı olma planında yer almayan, fakat üzerinde mutabakata varılmış, başlangıç zamanı ve süresi planlı olan devre dışı olma durumlarıdır.
(2) Sekiz saatten az süren planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yirmidört saat önceden bildirim yapılır.
(3) Sekiz saatten kırksekiz saate kadar olan planlı devre dışı olma durumlarında, kullanıcı tarafından en az yedi takvim günü önceden bildirim yapılır.
Bildirimli plansız devre dışı olma durumları
MADDE 55- (1) İşletme planlamasına tabi taraflar, tesis ve/veya teçhizatında engellenemeyen bir nedenle ortaya çıkacak devre dışı olma durumunu aşağıdaki hususları içerecek şekilde TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir:
a) Etkilenen tesis ve/veya teçhizata ve emreamadeliğindeki kısıtlamaya ilişkin detaylar,
b) Plansız devre dışı olma durumunun başlangıç zamanı,
c) Etkilenen tesis ve/veya teçhizatın tekrar devreye alınması ve geçici kapasite sınırlamalarının ortadan kaldırılması için öngörülen zaman,
ç) Plansız devre dışı olma durumunun diğer tesis ve/veya teçhizatta yol açacağı kısıtlamaların detayları veya arıza riski.
(2) TEİAŞ, iletim sisteminin güvenliğinin olumsuz bir şekilde etkilenme ihtimalinin söz konusu olması durumunda, kullanıcıdan plansız devre dışı olmaya ilişkin işlemini erkene almasını veya ertelemesini talep eder. Kullanıcı bu talep ile mutabık ise, plansız devre dışı olma işlemi ile ilgili yeni önerisini TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir.
Zorunlu devre dışı olma durumları
MADDE 56- (1) TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının, 20 nci maddenin sekizinci fıkrasında belirtilen frekans aralıklarına karşılık gelen minimum süre boyunca iletim şebekesine bağlı kalacak şekilde çalışması zorunludur.
(2) İşletme planlamasına tabi taraf olan üretim faaliyeti gösteren bir tesis ve/veya teçhizatın TEİAŞ tarafından verilmiş iznin dışında zorunlu olarak devre dışı olması veya kapasitesinin düşmesi, iletim veya dağıtım sistemi ile bağlantısının kesilmesi veya iletim sistemi kısıtlarının ortaya çıkması halinde kullanıcı TEİAŞ’ı gecikmeden bilgilendirir.
(3) Kullanıcı tesis ve/veya teçhizatının zorunlu devre dışı olma süresine ilişkin tahminini ve TEİAŞ tarafından talep edilen diğer bilgileri sağlar. Devre dışı olma ile ilgili tam olarak belirlenemeyen bilgiler netleştikçe, gecikmeden TEİAŞ’a bildirilir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 57- (1) İşletme planlamasına tabi taraf tüzel kişiler ünitelerine ilişkin olarak; işletme özelliklerinde bir önceki yıla göre yapılan değişiklikleri, ünite transformatörünün teknik özelliklerini, ünite yüklenme eğrisini Ek-13 ve ünite planlama parametrelerini Ek-14’e uygun olarak her takvim yılının 31 Mart tarihine kadar TEİAŞ’a bildirir.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler ile şalt sahası TEİAŞ’a ait olmayan sistem kullanıcıları, TEİAŞ tarafından istenen sistem işletimine yönelik bilgileri, günlük olarak, TEİAŞ tarafından belirlenen sürede ve şekilde TEİAŞ’a vermekle yükümlüdür.
TEİAŞ’ın veri yayımlama yükümlülüğü
MADDE 58- (1) TEİAŞ, bu bölüm kapsamında kendisine bildirilen tüm planlı, plansız ve zorunlu devre dışı olma durumlarını kendisine intikal eder etmez vakit geçirmeksizin duyurmak üzere gerekli internet araçlarını kullanır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İşletme Yedekleri Planlaması
İşletme yedekleri planlama esasları
MADDE 59- (1) TEİAŞ, sistem işletmesinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde yeterli işletme yedeği sağlanacak şekilde planlama yapar.
(2) Sistem işletmesi için oluşturulan işletme yedekleri, sistem arz ve talebini gerçek zamanda dengelemek amacıyla kullanılır.
İşletme yedekleri planlamasına tabi taraflar
MADDE 60- (1) İşletme yedekleri planlama esasları;
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
İşletme yedekleri
MADDE 61- (1) İşletme yedeği, sistem frekansı sapmalarının düzeltilmesine ve sistem kararlılığının sağlanmasına katkıda bulunmak için devredeki ünitelerden alınabilen ek üretim kapasitesi ve/veya devrede olmayıp sistem işletmecisi tarafından belirlenen sürelerde devreye alınabilen üniteler ile sağlanan yedeklerdir. İşletme yedeği aşağıdaki yedeklerden oluşmaktadır:
a) Primer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını hedeflenen işletme koşullarında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu primer frekans kontrol yedeği belirli bir tolerans dahilinde, TEİAŞ tarafından ENTSO-E tarafından konulan prensipler dikkate alınarak belirlenir. Primer frekans kontrol yedeğinin kesintisiz olarak sürekli sağlanması esastır. Üretim tesisleri ve bölgeler bazında primer frekans kontrol yedeğinin dengeli dağıtılması esası dikkate alınır.
b) Sekonder frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, otomatik üretim kontrol programı vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca tedarik edilen kısmıdır. Sistemin ihtiyaç duyduğu sekonder frekans kontrol yedeği, primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlayacak ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesini sağlayacak miktarda ENTSO-E tarafından konulan prensipler dikate alınarak TEİAŞ tarafından belirlenir. Sekonder frekans kontrol yedeğinin bu ihtiyacı karşılamakta yetersiz kalması durumunda ilave olarak tersiyer frekans kontrolü yedeği kullanılabilir. Sekonder frekans kontrol yedeği hem normal işletme koşullarında görülebilecek sapmalar halinde hem de üretim ile tüketim arasında büyük bir arızaya bağlı dengesizlik olması durumunda kullanılmak üzere kesintisiz olarak sürekli sağlanmalıdır.
c) Tersiyer frekans kontrol yedeği; işletme yedeğinin sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması ihtimaline karşı sekonder yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmıdır. Tersiyer frekans kontrol yedeği, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatları aracılığıyla dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanır.
ç)
(2) Normal işletme koşullarında işletme yedeklerinin devreye girme sıralamasının aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olması esastır.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü hallerde işletme yedeklerinin miktarlarının belirlenmesinde iletim sisteminin arızalar sonucunda adalara bölünmesi durumuna karşı, teknik imkanlar dahilinde tüm adaların ihtiyacının karşılanabilmesini bir kriter olarak kullanabilir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 62- (1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, işletme yedeği sağlayan ve adına kayıtlı olan üretim tesislerine ilişkin TEİAŞ tarafından belirlenen verilerin yerinde ölçülerek, kayıt altına alınması ve raporlanması amacına yönelik hizmetleri, TEİAŞ’ın resmi internet sitesinde yayımladığı formatta sağlar. TEİAŞ tarafından belirlenen ve ilgili yan hizmet anlaşmasında yer alan veriler, anlaşma konusu yan hizmetlerin sağlandığı süre boyunca arıza halleri, planlı veya belirli müdahaleler dışında kesintisiz olarak ölçülüp kayıt altına alınır.
(2) TEİAŞ tarafından belirlenen veriler, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler tarafından Yedinci Kısımda yer alan verilerin kaydedilmesine ilişkin hükümler çerçevesinde kaydedilerek TEİAŞ’a bildirilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Acil Durum Önlemleri
Acil durum önlemlerine ilişkin esaslar
MADDE 63- (1) İşletme koşulları sistem frekansına (f) bağlı olarak belirlenir. Sistem frekansının içinde bulunduğu değer aralığına göre aşağıdaki işletme koşulları tanımlanmıştır:
a) Hedeflenen işletme koşulları: 49,8 Hz ≤ f ≤50,2 Hz
b) Kabul edilebilir işletme koşulları: 49,5 Hz ≤ f < 49,8 Hz ve 50,2 Hz < f ≤ 50,5 Hz
c) Kritik işletme koşulları: 47,5Hz ≤ f < 49,5Hz ve 50,5Hz < f ≤ 52,5Hz
ç) Kararsız işletme koşulları: f < 47,5 Hz ve 52,5 Hz < f
(2) Üretim gücünün düşmesi ve/veya iletim sisteminde, uluslararası enterkonneksiyon hatları dahil, arıza nedeniyle açma ve/veya aşırı yüklenme durumlarında işletme yedeklerinin yetersiz kalması gibi nedenler sonucunda kritik veya kararsız işletme koşullarının oluşması halinde veya bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen gerilim sınırları dışında aşırı gerilim düşmelerinin oluşması halinde, TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde acil durum önlemleri uygulanır:
a) Bu yönetmeliğin ilgili maddesi kapsamında üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere acil durum bildirimi yapılması,
b) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tüketim tesisi sahibi tüzel kişilerin anlık talep kontrolü hizmeti sağlaması,
c) Otomatik olarak düşük frekans röleleri ile talebin kesilmesi,
ç) TEİAŞ tarafından talebe planlı veya plansız olarak kesinti/kısıntı uygulanması.
(3) Kısmi sistem çökmeleri veya bölünmeleri ve benzeri durumlarda sistem frekansının kabul edilebilir sınırlar içinde tutulabilmesi ve işletme güvenliğinin korunması için, ikinci fıkrada belirtilen acil durum önlemleri uygulanabilir.
Acil durum önlemlerine tabi taraflar
MADDE 64- (1) 63 üncü madde kapsamında yer alan acil durum önlemlerine;
a) TEİAŞ,
b) Dağıtım şirketleri ve/veya dağıtım sistemine bağlı olan serbest tüketiciler,
c) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketiciler,
ç) Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler,
taraftır.
Üretim tesislerine uygulanacak acil durum tedbirleri
MADDE 65- (1) MYTM ve/veya BYTM acil durumlarda iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere ve/veya diğer kullanıcılara acil durum bildiriminde bulunur. Acil durum bildirimlerinde, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu olması şartı aranmaz. Dengeleme birimi olup dengeleme güç piyasası kapsamında teklif sunmamış olan veya dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine sahip piyasa katılımcılarına, ilgili üretim tesisleri için Sistem İşletmecisi tarafından acil durum talimatı verilebilir. Kullanıcıların MYTM ve/veya BYTM’nin acil durum bildirimlerini yerine getirmesi esastır. Kullanıcının bu talimatları yerine getiremeyeceğinin ortaya çıkması durumunda, MYTM ve/veya BYTM PYS veya telefon, faks, paks gibi iletişim araçları ile ivedilikle haberdar edilir.
Anlık talep kontrolü
MADDE 66- (1) Anlık talep kontrolü, primer frekans kontrolüne ek olarak, frekansın düşük frekans rölelerinin çalıştığı seviyeye düşmesini önlemek amacıyla tüketim tesislerinin yüklerinin anlık talep kontrol röleleriyle kesilmesi ile sağlanır.
(2) Anlık talep kontrolü hizmeti Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanmış olan anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesisleri tarafından sağlanır. Sistem frekansının, dinamik simülasyon ve/veya sistem gereksinimlerine göre TEİAŞ tarafından belirlenen frekans kademesine düşmesi halinde anlık talep kontrol hizmetine ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan tüketim tesislerinin tüketimi anlık talep kontrol röleleri ile otomatik olarak kesilir.
(3) Anlık talep kontrol hizmeti Ek-17’de yer alan usuller çerçevesinde anlık talep kontrol performans testleri sonucunda anlık talep kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen tüketim tesislerinden sağlanır.
(4) Tüketim tesisleri tarafından isteğe bağlı olarak teklif edilen ve sistem frekansının düşmesi sonucunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebilen yük miktarının tamamı anlık talep kontrol yedeğini oluşturur. Anlık talep kontrol yedeği, sistem frekansının 49,0 Hz seviyesine inmesini önleyecek şekilde primer frekans kontrol yedeğine ek olarak devreye girmek üzere TEİAŞ tarafından planlanır. Bu doğrultuda, sistemin gereksinim duyacağı anlık talep kontrol yedeği miktarı TEİAŞ tarafından belirlenir.
Talebin düşük frekans rölesi ile zorunlu kesilmesi
MADDE 67- (1) Sistem frekansının 49,0 Hz, 48,8 Hz, 48,6 Hz, 48,4 Hz olarak belirlenmiş frekans kademelerine düşmesi durumunda talep, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilir. Sistem frekansının 49,0 Hz’e düşmesi durumunda talebin %10 ila %20’si otomatik olarak zorunlu kesilir. 49,0 Hz’i takip eden her bir frekans kademesinde kesilecek talep miktarı, sistem kullanıcılarının teknik gereksinimleri göz önünde bulundurularak sistem işletmecisi tarafından belirlenir. TEİAŞ, düşük frekans röleleri ile otomatik olarak kesilecek talep için eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin her 4 ayda bir rotasyon yapar.
(2) Düşük frekans röleleri ile talebin otomatik olarak zorunlu kesilmesi, kısa dönemli bir arz talep dengesizliğini ortadan kaldırmak için yapılır.
(3) Sistem frekansının belirlenen kademelere düşmesi durumunda düşük frekans röleleri 100-150 milisaniye içinde çalışacak teknik özellikte olmak zorundadır. Düşük frekans rölelerinin hassasiyet değerinin 0,05 Hz’i aşmaması esastır.
Plansız zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
MADDE 68- (1) Sistemin tamamında veya önemli bir kısmında, 63 üncü maddede belirtildiği üzere sistemde gerilim sınırlarının dışında ve kritik veya kararsız işletme koşullarının ortaya çıkması halinde, bunun sonucunda kısmi veya genel bir sistem oturmasını önlemek üzere sistem işletmecisinin gerekli görmesi durumunda plansız zorunlu kesinti/kısıntı uygulanabilir.
Planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanması
MADDE 69- (1) Piyasa işletmecisi tarafından sistem işletmecisine dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat kapsamında bildirilen talep azaltma bildirimi sonucunda uygulanması gereken kesinti programı da dahil, 63 üncü maddede belirtilen acil durumların ortaya çıkması ihtimaline karşı eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulanır. Bu uygulama taleplerin kesilmesini/kısılmasını içeren bir program çerçevesinde dönüşümlü olarak yapılır. Bu kesinti/kısıntı yöntemine başvurulabilmesi için 63 üncü madde kapsamında belirtilen diğer tüm önlemler uygulansa dahi bunların yetersiz kalarak acil durum oluşma ihtimalinin doğacağının TEİAŞ tarafından makul olarak öngörülebilmesi gerekir. Kurum gerekmesi halinde daha sonra bu öngörülere baz teşkil eden gerekçeleri TEİAŞ’dan isteyebilir.
(2) Piyasa işletmecisi tarafından bildirilen talep azaltma bildirimi TEİAŞ tarafından toplam kesinti miktarında bir değişiklik yapılmaksızın acil durum önlemleri prosedürü çerçevesinde uygulanabilir planlı zorunlu kesinti/kısıntı programına dönüştürülür.
Acil durum önlemleri prosedürünün bildirimi
MADDE 70- (1) İletim sistemi bütünlüğünün korunması için acil durum önlemlerine ilişkin çeşitli senaryoları kapsayan Acil Durum Önlemleri Prosedürü TEİAŞ tarafından resmi internet sitesinde görüşe açılmak suretiyle hazırlanır.
(2) Acil durum önlemleri prosedürü, acil durum bildirimi ve acil durum önlemleri olmak üzere iki bölümden oluşur. Bu prosedür Kurumun bilgisi dahilinde TEİAŞ tarafından gerektiğinde değiştirilebilir.
(3) TEİAŞ tarafından kullanıcılara yapılan acil durum bildirimleri aşağıda belirtilmiştir:
a) Acil durum önlemlerinin devreye alınma zorunluluğu ortaya çıktığı durumlarda;
1) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere 4 üncü maddede yer alan “Acil durum bildirimi” tanımındaki iletişim araçlarıyla, acil durum talimatı verme kararı alınır alınmaz en kısa sürede ve gecikme olmaksızın, fakat her halükarda uygulama başlamadan en geç 30 dakika önce olmak üzere, ilgili BYTM’ler tarafından,
2) Kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara 4 üncü maddede yer alan yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla, planlı zorunlu kesinti/kısıntı uygulama başlamadan önce, söz konusu kesinti/kısıntı kararı alınır alınmaz en kısa sürede ve gecikme olmaksızın ilgili BYTM’ler tarafından,
kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır. Bildirim süresi yukarıdaki koşullar geçerli olmak üzere, kesinti/kısıntı başlamadan önce 30 dakikadan az olamaz.
b) Kesinti/kısıntı ihtimalinin ortadan kalkması durumunda kullanıcılara yapılan uyarıların iptali, 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla, kaldırma kararı alınır alınmaz ve uygulama başlamadan önce gecikme olmaksızın mümkün olan en kısa sürede ilgili BYTM’ler tarafından planlı kesinti/kısıntı uygulaması iptal bildirimi yapılır.
c) Kısa bir süre içinde plansız zorunlu kesinti/kısıntı ihtimali olan kullanıcılara; söz konusu karar alınır alınmaz mümkün olan en kısa sürede veya uygulamadan hemen sonra 4 üncü maddede yer alan Acil durum bildirimi tanımındaki iletişim araçlarıyla ilgili BYTM’ler tarafından plansız kesinti/kısıntı uygulaması bildirimi yapılır.
(4) Acil Durum Önlemleri Prosedürü, TEİAŞ tarafından yayımlanarak kullanıcılara duyurulur. Uygulamada kullanıcı ile mutabakata varılamadığı durumlarda TEİAŞ, Kurumun görüşünü alır ve bu çerçevede uygulama yapar.
BEŞİNCİ BÖLÜM
İşletme İletişimi ve Bilgi Akışı
İşletme iletişimi esasları
MADDE 71- (1) İşletme iletişimi, TEİAŞ ile kullanıcılar arasında iki yönlü güvenilir bir iletişim sisteminin oluşturulması esaslarını içerir.
İşletme iletişimine tabi taraflar
MADDE 72- (1) İşletme iletişim esasları;
TEİAŞ’a,
TETAŞ’a,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
Serbest tüketicilere,
uygulanır.
İşletme faaliyetlerinin ve olayların bildirilmesi
MADDE 73- (1) TEİAŞ ve kullanıcılar; aşağıdaki yöntem ve usullere göre, işletme faaliyetleri ve olaylara ilişkin bilgileri birbirlerine iletir.
(2) Şebekenin işletilmesiyle ilgili olarak TEİAŞ tarafından yürütülen planlı bir faaliyetin, kullanıcının üretim tesisinin veya şebekesinin öngörülenden farklı şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, kullanıcı, TEİAŞ tarafından MYTM veya BYTM yoluyla gecikmeden haberdar edilir.
(3) Kullanıcı tarafından gerçekleştirilen, kullanıcının şebekesi veya üretim tesisinin işletmesiyle ilgili planlı bir faaliyetin, iletim sisteminin öngörülenden farklı bir şekilde işletilmesini gerektirmesi durumunda, TEİAŞ, kullanıcı tarafından gecikmeden haberdar edilir. TEİAŞ ise bu durumdan etkilenebilecek diğer kullanıcılara bildirimde bulunur.
(4) Yukarıdaki durumlardan birinin meydana gelmesi halinde, buna ilişkin muhtemel riskler ve sonuçları bildirimde ayrıntılı olarak yer alır. Bu bildirimler, bildirimde bulunulan tarafa riskin değerlendirilebilmesi ve bundan kaynaklanan problemlerin çözülebilmesi için yeterli süre tanıyacak şekilde gönderilir.
(5) Sistemde; personel hatası, teçhizatın ve/veya kontrol teçhizatının yanlış çalışmasından dolayı ortaya çıkan arıza, hatalı işletme gibi plan dışı olaylara veya normal işletme şartlarından ayrılmaya yol açan herhangi bir olaya ilişkin bildirimler yazılı bildirim yapılması için yeterli zamanın olmadığı hallerde; olayın meydana gelmesinin ardından otuz dakika içinde sözlü olarak yapılır. Daha sonra, faks, e-posta veya posta yoluyla yazılı olarak teyit edilir.
Önemli olayların bildirilme yükümlülüğü
MADDE 74- (1) Sistem gerilim ve frekansının normal işletme sınırlarının dışına çıkması, iletim sistemi kararsızlığı, tesis ve/veya teçhizatın aşırı yüklenmesi ve bunlar sonucu kişi ve/veya kamu haklarına zarar veren olaylar, önemli olay olarak kabul edilir.
(2) Kullanıcının TEİAŞ’a bildirdiği bir olayın, iletim sistemi üzerinde önemli bir etkisi olduğuna TEİAŞ tarafından karar verilmesi halinde, TEİAŞ kullanıcıdan önemli olay raporunu yazılı olarak hazırlamasını talep edebilir. Bu rapor talep edildikten sonraki ilk iş günü Ek-16’ya uygun olacak şekilde hazırlanır ve TEİAŞ’a gönderilir.
(3) TEİAŞ, gerekli gördüğü takdirde, kullanıcılardan olaya ilişkin önemli olay raporu hazırlanmasını da talep edebilir.
Uyarılar
MADDE 75- (1) TEİAŞ, iletim sisteminde meydana gelen önemli olaylardan zarar görmesi muhtemel kullanıcılara PYS, telefon, paks, faks veya e-posta yoluyla uyarı gönderir. Bu uyarı, söz konusu olayın muhtemel sebebini, sistem üzerindeki etkisini ve süresini içerir.
ALTINCI BÖLÜM
Erişim ve Çalışma Güvenliği
Erişim
MADDE 76- (1) Kullanıcıların veya TEİAŞ’ın mülkiyeti veya sorumluluğundaki sahalara erişime ilişkin hükümler, TEİAŞ ile kullanıcı arasında yapılan bağlantı anlaşmasında yer alır.
Çalışma güvenliği esasları
MADDE 77- (1) Çalışma güvenliği esasları, bir veya birden fazla kullanıcının taraf olduğu tesis ve/veya teçhizat üzerinde yapılacak çalışmalarda temel güvenlik önlemlerinin sağlanması ve koordinasyonu için uygulanacak yöntemleri içerir.
Çalışma güvenliğine tabi taraflar
MADDE 78- (1) Çalışma güvenliği esasları;
TEİAŞ’a,
Dağıtım şirketlerine,
İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere
uygulanır.
Güvenlik önlemleri
MADDE 79- (1) Çalışmaya başlamadan önce kullanıcılar birbirlerinin elektrik kesme ve topraklama ile ilgili güvenlik önlemlerini onaylar. Kullanıcılar karşılıklı olarak birbirlerine çalışmanın bittiğini teyid edene kadar güvenlik önlemleri muhafaza edilir. Kullanıcılardan birinin güvenlik önlemlerinde bir değişiklik meydana gelmesi halinde değişiklik karşılıklı teyid edilir ve güvenlik önlemleri yeniden onaylanır.
Çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler
MADDE 80- (1) TEİAŞ ve kullanıcı, çalışma izni isteğinde bulunabilecek yetkili kişiler listesini ismen oluşturur. Yetkili kişiler listesini, TEİAŞ kullanıcıya, kullanıcı da TEİAŞ’a bildirir. Bu listelerde bir değişiklik olması halinde yeni liste karşılıklı olarak teyid edilir.
Çalışma izni isteği
MADDE 81- (1) Devre dışı kalması halinde iletim ve/veya dağıtım sistemini etkileyen veya kullanıcılara elektrik enerjisi sağlanmasında kesintiye yol açan bir teçhizat üzerinde yapılacak önleyici bakım/onarım çalışmaları için çalışmalara başlamadan önce, güvenlik önlemlerinin alınabilmesi için, çalışma izni isteği, ilgili yük tevzi merkezine, çalışmayı yapacak kullanıcı tarafından Ek-19’daki form (Form YTİM-1) doldurulmak suretiyle çalışmanın başlamasından en az bir hafta önce iletilir. Bazı hallerde zorunlu nedenlerden dolayı bu süre daha kısa olabilir. İşin koordinasyonuna ve önlemlerin alınabilmesine imkan vermek amacıyla en az 24 saat önceden izin istenmesi gereklidir. Aksi halde çalışma izni verilmez.
(2) Çalışma izni isteğinin ilgili yük tevzi merkezi tarafından kabul edilmesini takiben çalışma izni verilir. Çalışma izni isteği ancak ilgili yük tevzi merkezinin onayı ile iptal edilir. Çalışma izni iptali için yapılan başvurularda Ek-20’de yer alan form (Form YTİM-2) doldurulur.
(3) Sistemdeki arıza sebebiyle servisten çıkmış, çıkartılmış ve çıkartılması gereken teçhizat üzerinde yapılacak arızalı durum çalışmalarında çalışma izni isteğine gerek yoktur.
Çalışmanın başlaması
MADDE 82- (1) Tesis veya teçhizatın devre dışı edilme, elektrik kesme ve topraklama süreçlerinin koordinasyonu söz konusu çalışmaya katılan tarafların kontrol merkezleri tarafından yürütülür. Ek-21’de yer alan form (Form YTİM-3) BYTM tarafından doldurulur ve söz konusu manevralar bu forma göre yapılır.
(2) Çalışma başlamadan önce tarafların alacağı güvenlik önlemleri ve bu önlemlerin yeterliliği üzerinde mutabakat sağlanır ve bu mutabakat tarafların kontrol mahallerinde yazılı olarak kaydedilir.
(3) Çalışmaya başlamadan önce, üzerinde mutabakata varılan tüm güvenlik önlemleri taraflarca alınır. Formda numara, isim ve konum ile belirlenmiş tüm elektrik kesme noktaları kilitlenir ve teçhizat kartlanır. Bu işlemin tamamlandığı, sahadaki güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve diğer tarafça teyit edilir.
(4) Tüm besleme noktalarında elektriğin kesilmesini takiben, gerekli topraklamalar yapılır. Yapılan topraklamalar numara, isim ve konumları ile kontrol edilir.
(5) Topraklama ayırıcıları topraklı pozisyonda kilitlenir ve bir uyarı levhası konulur. Topraklamanın tamamlandığı sahadaki güvenlik kaydı defterine kaydedilir ve diğer tarafça teyit edilir. Çalışma izni; ancak tüm elektrik kesme ve topraklamanın taraflar arasında önceden mutabakata varıldığı gibi tamamlanmasından sonra verilir.
(6) Çalışma izninde yazılı güvenlik önlemlerinin sürdürülmesi ve izin iptali veya iş bitimine kadar bu önlemlerin kaldırılmaması, izin formunda adı geçen çalışmayı yapacak ekip şefi veya koordinasyon sorumlusunun sorumluluğundadır. Güvenlik önlemleri ancak iş bitimi veya çalışma izninin iptali ile kaldırılabilir.
Çalışmanın tamamlanması
MADDE 83- (1) Çalışma tamamlandığında; çalışmayı yapacak ekip şefi veya koordinasyon sorumlusu, sistemdeki topraklama ve elektrik kesmenin kaldırılabileceği konusunda ilgili BYTM’yi bilgilendirir. Tesis ve/veya teçhizatın yeniden işletmeye alınması, ilgili BYTM’ler tarafından koordine edilir.
Güvenlik kaydı
MADDE 84- (1) TEİAŞ ve kullanıcı, her işletme sahasında, o sahadaki güvenlik ile ilgili tüm mesajların kronolojik kaydını tutar. Bu kayıtlar en az bir yıl süre ile saklanır.
Güvenlikle ilgili sorumluluklar, eğitim ve çevre
MADDE 85- (1) Taraflardan birinin mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada yer alan bir tesis ve/veya teçhizat üzerinde çalışma yapan diğer taraf, mülkiyet sahibi tarafın güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. Aynı şekilde; bir kullanıcının mülkiyeti veya sorumluluğundaki bir sahada çalışma yapan yetkili bir TEİAŞ çalışanı da, kullanıcının güvenlik kurallarına ve güvenliğe ilişkin yasal yükümlülüklere göre faaliyet gösterir. TEİAŞ ve kullanıcılar bu konularla ilgili kendi elemanlarına bir yılı aşmayan periyodlarda eğitim verir.
(2) Taraflardan birinin bağlantıları için; taraflar arasındaki işletme ve varlık mülkiyeti sınırlarını da kapsayacak şekilde saha düzenini gösteren veya bu hususa esas teşkil edecek şekil, prensip, temel prosedür, saha sorumluluk çizelgesi ve manevra şeması talep edilmesi halinde mülkiyet sahibi tarafça diğer tarafa verilir.
(3) TEİAŞ ile kullanıcılar yaptıkları çalışmalarda çevre korunmasına yönelik gerekli tedbirleri alırlar.
Enerji altında bakım çalışmaları
MADDE 86- (1) TEİAŞ, iletim sisteminde gerekli durumlarda enerji altında bakım çalışmaları yapabilir veya yaptırabilir.
YEDİNCİ BÖLÜM
Sistem Toparlanması
Sistem toparlanma esasları
MADDE 87- (1) Sistem toparlanması, iletim sisteminin kısmen veya tamamen oturması durumunda, TEİAŞ’ın en az kayıpla, mümkün olduğunca hızlı ve güvenli bir şekilde arzın müşterilere tekrar sağlanması esaslarını içerir.
Sistem toparlanmasına tabi taraflar
MADDE 88- (1) Sistem toparlanması esasları;
TEİAŞ’a,
Toparlanma yeteneği olan ve oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında yer alan üretim tesislerine,
İthalat yapan tüzel kişilere,
uygulanır.
Toparlanma yeteneği olan üretim tesisleri
MADDE 89- (1) Harici bir enerji kaynağına ihtiyaç duymadan devreye alınabilen üretim tesisleri, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca imzalanan oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamına alınarak, TEİAŞ tarafından toparlanma yeteneği olan üretim tesisleri olarak belirlenir. Bu tesislerden temin edilen enerji, iletim sisteminin enerjilenmesi, müşterilerin beslenmesi ve diğer üretim tesislerinin yeniden devreye alınmasında kullanılır.
(2) Oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet alınacak üretim tesislerinde Ek-17’de yer alan oturan sistemin toparlanması hizmetine ilişkin performans testlerinin tamamlanması ve ilgili üretim tesislerinin toparlanma yeteneğine sahip olduğunun tespit edilmesi gereklidir.
(3) Enterkonneksiyon bağlantıları ve adalardan oluşan enerji sistemleri arasındaki tesis ve/veya teçhizat, uygun olması halinde, oturan sistemin toparlanması için kullanılabilir.
Sistem toparlanma planı
MADDE 90- (1) Sistemin toparlanması için oturan sistemin toparlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmaları kapsamında yer alan üretim tesislerini kapsayacak şekilde ayrıntılı bir sistem toparlanma planı TEİAŞ tarafından hazırlanır ve gerektiğinde güncellenir.
(2) Kullanıcı tarafından izlenecek toparlanma stratejisi bu planda yer alır ve sırasıyla aşağıdaki gibi uygulanır:
a) Toparlanma yeteneği olan üretim tesisi etrafında adalardan oluşan birkaç sistemin kurulması,
b) Yerel yüklerin üretim tesislerinden beslenmesi,
c) Ada sistemlerinin birbirleri ile senkronizasyonunun sağlanması,
ç) Sistemin bütününün nihai olarak normal işletmeye alınması.
(3) Sistem toparlanma planı; ayrıntılı toparlanma stratejisine ek olarak aşağıdaki hususları da kapsar:
a) Toparlanma öncelikleri,
b) Toparlanma için mevcut tesis ve/veya teçhizat,
c) TEİAŞ’ın talimatları doğrultusunda veya iletişim arızası olması durumunda bağımsız hareket ederek, ada sistemleri oluşturacak olan üretim tesislerinin, dağıtım şirketlerinin ve diğer kullanıcıların izleyeceği kurallar,
ç) Hükümet, medya ve kamuoyunun bilgilendirilmesi.
Sistem toparlanma planının güncellenmesi
MADDE 91- (1) İletim sistemine yeni tesis ve/veya teçhizatın ilave edilmesi veya mevcut bazı tesis ve/veya teçhizatın hizmet dışı olması durumunda, TEİAŞ iletim sistemi toparlanma planını yeniden gözden geçirir ve günceller. Bunun dışında plan, en az iki yılda bir gözden geçirilir ve güncellenir.
(2) TEİAŞ iletim sistemini etkileyen gelişmeleri veya değişen şartları göz önünde bulundurarak planda revizyon yapabilir.
Sistem toparlanma planının uygulanması
MADDE 92- (1) Sistem toparlanma planı; toparlanma sürecinin taraflarını, sistemin en hızlı ve güvenli şekilde toparlanmasını sağlamak amacıyla yönlendirir.
(2) Toparlanma planı, üretim tesis ve/veya teçhizatının emreamadeliğine, zamana, kullanıma ve bakım ihtiyaçlarına bağlı olarak değişiklik gösterebilir. Toparlanma planının söz konusu değişikliklere bağlı olarak kısmen veya tamamen uygulanmasının mümkün olamaması durumunda, TEİAŞ, MYTM vasıtası ile iletim sisteminin durumunu tekrar değerlendirir ve yeni bir sistem toparlanma planı belirler.
(3) Üretim ve dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler, MYTM tarafından toparlanma süreci boyunca verilen talimatlara, sistem toparlanma planına aykırı olsa bile uymak zorundadır.
Sistem toparlanma eğitimi
MADDE 93- (1) Sistem toparlanma planında görev alacak kullanıcı personelin yeterli mesleki eğitim, nitelik ve deneyim sahibi olmasının sağlanması, kullanıcının sorumluluğundadır.
SEKİZİNCİ BÖLÜM
Bağlantı Noktalarındaki Tesis ve/veya Teçhizatın Numaralandırılma ve İsimlendirilmesi
Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları
MADDE 94- (1) Numaralandırma ve isimlendirmenin esasları, TEİAŞ ve kullanıcıya ait bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın, şalt merkezlerinin isimlerini de içerecek şekilde numaralandırılması ve isimlendirilmesine ilişkin sorumlulukların ve prosedürlerin belirlenmesini kapsar.
(2) Tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi bağlantı noktaları için hazırlanmış olan manevra şemalarına işlenir.
(3) Tesis ve/veya teçhizat Ek-24’te verilen formata uygun olarak numaralandırılır ve isimlendirilir.
Numaralandırma ve isimlendirmeye tabi taraflar
MADDE 95- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi esasları TEİAŞ ile 66 kV ve üzerindeki kullanıcıya uygulanır.
Prosedür
MADDE 96- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi hususunda aşağıdaki prosedüre uyulur:
a) Bağlantı noktasındaki kullanıcıya ait tesis ve/veya teçhizat, başka bir kullanıcıya veya TEİAŞ’a ait tesis ve/veya teçhizatla karıştırılmayacak şekilde numaralandırılır ve isimlendirilir. Bu numara ve isimler hazırlanan manevra şeması üzerinde açıkça gösterilir.
b) Manevra şeması numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi doğru olarak gösterecek şekilde tesis ve/veya teçhizatın sahibi tarafından güncellenir. Bu şemanın güncellenmiş bir kopyası bağlantı noktalarında rahatlıkla görülebilecek şekilde bulundurulur.
c) Bağlantı noktaları TEİAŞ tarafından numaralandırılır.
ç) Bir bağlantı noktasındaki numaralandırma ve/veya isimlendirmeyle ilgili bir anlaşmazlığın ortaya çıkması durumunda TEİAŞ, uygulanacak numaralandırma ve/veya isimlendirmeyi belirler.
d) Yeni bağlantılar ile ilgili numaralandırma ve isimlendirme bildirimleri tesis devreye alınmadan en az üç ay önce veya kullanıcıların mutabakatı ile daha kısa bir süre öncesinden yapılır.
Tesis ve/veya teçhizatın etiketlenmesi
MADDE 97- (1) Bağlantı noktalarındaki tesis ve/veya teçhizatın numara ve isimlerini gösteren etiketler her türlü hava koşuluna dayanabilecek şekilde imal edilmiş olarak devreye alma işleminden önce TEİAŞ veya kullanıcı tarafından kolayca okunabilir yerlere konulur.
ALTINCI KISIM
Dengeleme Esasları
BİRİNCİ BÖLÜM
Gün Öncesi Planlama
Gün öncesi planlama esasları
MADDE 98- (1) Gün öncesi planlama, MYTM ve piyasa katılımcıları tarafından, bir gün sonrası için geçerli üretim-tüketim planının hazırlanması ve yeterli işletme yedeklerinin temini amacıyla üretim kapasitesinin yeterli yedekle emreamade tutulması, gerçek zamanlı arz güvenliği ve kalitesi ile sistem bütünlüğünün sağlanması esaslarını kapsar.
Gün öncesi planlamaya tabi taraflar
MADDE 99-(1) Gün öncesi planlaması esasları;
TEİAŞ’a,
Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarına,
Yan hizmet sunan tüzel kişilere,
ç) Dağıtım şirketlerine,
uygulanır.
(2) İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerine ait aktif güç tahminleri her gün saat 12.00’da takip eden 48 saat için saatlik periyotlarda TEİAŞ’a sunulur.
Gün öncesi planlama süreci
MADDE 100- (1) Gün öncesi planlaması aşağıdaki prosedüre uygun olarak yapılır:
a) Sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen gün öncesi piyasası faaliyetleri dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatın gün öncesi piyasasına ilişkin hükümleri çerçevesinde yürütülür.
b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı uyarınca kendilerinden istenen;
1) Kendi adına dengeleme birimi olarak kayıtlı üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş günlük üretim/tüketim programlarını ve emreamade kapasiteleri,
2) Dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma ve yük atma tekliflerini,
3) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca primer ve sekonder frekans kontrol hizmetlerinin sağlanmasına ilişkin teknik ve ticari parametreleri,
PYS aracılığıyla sistem işletmecisine bildirir.
c) Sistem işletmecisi yapılan bildirimleri, bildirimin ilgili olduğu mevzaut hükümleri kapsamında ve yine ilgili olduğu mevzuat hükümlerinde öngörülen süreç çerçevesinde kontrol ederek hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçer ve gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.
ç) Yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma ve yük atma teklifleri sistem işletmecisi tarafından ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin yük alma ve yük atma talimatları ilgili olduğu mevzuat hükümlerine tabi olarak ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Ayrıca yapılan bildirimlerin kontrol edilmesi ve gerekli düzeltme işlemlerinin tamamlanmasından itibaren, sistem işletmecisi tarafından, dengeleme güç piyasası kapsamında ve ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde sunulan yük alma, yük atma teklifleri ve/veya ilgili yan hizmete ilişkin parametreler değerlendirilerek yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar ilgili olduğu mevzuat hükümleri çerçevesinde ilgili piyasa katılımcılarına verilir.
Üretim çizelgelerinin hazırlanması
MADDE 101- (1) Gün öncesi planlama faaliyetleri kapsamında, üretim-tüketim dengesi, planlanan üretimin ikili anlaşmaları karşılaması ve işletme yedekleri planlaması ile ilgili olarak MYTM tarafından bir sonraki gün için aşağıdaki çizelgeler hazırlanır:
a) Yük kılavuzu: Bu kılavuz, sistem kısıtları ve yan hizmetler ihtiyaçları da dikkate alınarak, dengeleme güç piyasasına katılan dengeleme birimlerinin KGÜP ve almış oldukları yük alma, yük atma talimatları çerçevesinde bir sonraki gün için planlanan saatlik hedef üretim değerlerini gösterir.
b) İşletme yedekleri planı: Dengeleme birimlerinin bir sonraki gün sağlayacakları primer frekans kontrol rezerv miktarı, sekonder frekans kontrol rezerv miktarı ve tersiyer frekans kontrolü miktarlarını gösterecek şekilde MYTM tarafından hazırlanır.
Senkronizasyon programı
MADDE 102- (1) Yük kılavuzunda yer alan ünitelerin devreye girme ve çıkma zamanları, piyasa katılımcılarının sistem işletmecisinden almış oldukları yük alma, yük atma ve yan hizmet sunulmasına ilişkin talimatlar gereği, ilgili piyasa katılımcıları tarafından tespit edilir ve MYTM’ye bildirilir. Üniteler, yük kılavuzuna göre senkronize olmaya hazır bulundurulur. MYTM, ilgili piyasa katılımcıları tarafından belirtilen devreye girme ve çıkma zamanlarını, sistem şartlarını ve güvenliğini dikkate alacak şekilde geriye alma ve/veya öteleme hakkına sahiptir.
Veri sağlama yükümlülüğü
MADDE 103- (1) Kullanıcı, ünite ile ilgili teklif ve parametre değerlerini bildirim zamanından geç olmamak kaydıyla, dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuatı ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde MYTM’ye bildirir.
İKİNCİ BÖLÜM
Yan Hizmetler
Yan hizmetlere ilişkin esaslar
MADDE 104- (1) İşletme güvenliği ile sistem bütünlüğü ve güvenilirliği sağlanacak şekilde ve bu Yönetmelikte yer alan arz kalitesi ve işletme koşullarına ilişkin kriterler doğrultusunda sistemin işletimini sağlamak üzere aşağıdaki yan hizmetler kullanılır:
a) Primer frekans kontrolü,
b) Sekonder frekans kontrolü,
c)
ç) Anlık talep kontrolü,
d) Reaktif güç kontrolü,
e) Oturan sistemin toparlanması,
f) Bölgesel kapasite kiralama.
(2) Yan hizmetler, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre ilgili yan hizmet anlaşmasını imzalamış ve/veya TEİAŞ tarafından düzenlenen ihaleler ve/veya dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre Dengeleme Güç Piyasası vasıtasıyla seçilmiş tüzel kişiler tarafından sağlanır.
(3) Yan hizmet sunacak olan tüzel kişiler ilgili yan hizmete katılımları için tesislerine gerekli sistem ve teçhizatı kurmak, test ederek servise almak zorundadır. Performans testlerinin sekonder frekans kontrolü için ünite, blok veya santral bazında diğer yan hizmetler için ünite bazında yapılması esastır.
(4) Yan hizmetler kapsamında, enerji depolama sistemlerinin hangi teknik kriterlere uygun olarak kullanılabileceği TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kurumca onaylanacak bir usul esas çerçevesinde belirlenecektir.
(5) Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol ve tersiyer frekans kontrol hizmetlerini bir arada sunan bir ünite için primer frekans kontrol rezerv miktarının, sekonder frekans kontrol rezerv miktarının ve tersiyer frekans kontrol rezerv miktarının dağılımı aşağıdaki şekilde gösterildiği gibi olmak zorundadır.
(6) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde belirtilen parametreler aşağıdaki formüller uyarınca hesaplanır:
(1a)
(1b)
(1c)
(1d)
(7) Bu maddenin beşinci fıkrasındaki şekilde ve altıncı fıkrasındaki formüllerde geçen;
Pmax Ünitenin emreamade kapasitesini,
Pmin Ünitenin tasarlanmış asgari çıkış seviyesini,
PmaxRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRS Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,
PmaxRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,
PminRT Ünitenin tersiyer frekans kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini,
RPA Ünitenin primer frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
RSA Ünitenin sekonder frekans kontrol hizmeti sunduğu aralığı,
RS Ünitenin sağladığı sekonder frekans kontrol rezerv miktarını,
RT+ Üniteye yük alma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,
RT- Üniteye yük atma talimatı vermek suretiyle sağlanan tersiyer frekans kontrol rezerv miktarını,
ifade eder.
Primer frekans kontrolü
MADDE 105- (1) Üretim tesisi, primer frekans kontrol hizmeti kapsamında, üretim ve tüketimin birbirine eşit olmaması durumunda sapmaya uğrayan sistem frekansını, sabit bir değerde dengelemek için gün öncesinde bildirdiği primer frekans kontrol rezerv miktarını ayarlanan hız eğim değeri oranında frekans sapması süresince merkezi müdahale olmaksızın, otomatik olarak sağlamak suretiyle katkıda bulunacaktır.
(2) Primer frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan primer frekans kontrol performans testleri sonucunda primer frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanacaktır.
(3) Primer frekans kontrol rezerv miktarı hiç bir kesintiye maruz kalmadan her zaman, emreamade olmak zorundadır. Ünitenin çalışma aralığı, MYTM tarafından aksi istenmedikçe, primer frekans kontrol rezerv miktarının (RP) sürekli ve sabit olarak sağlanabilmesi amacıyla, ayarlanmış çıkış gücü değerinin (Pset), nominal aktif gücü etkileyen işletme şartlarına göre sürekli olarak değiştirilmesi yoluyla ayarlanır. Buna göre, sistem frekansında 200 mHz’lik bir düşme olması durumunda ünite çıkış gücünü RP kadar arttırabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalı, sistem frekansında 200 mHz’lik bir yükselme olması durumunda ise ünite çıkış gücünü RP kadar azaltabilecek bir Pset değerinde çalıştırılmalıdır.
(4) Ünitelerin primer frekans kontrol performansı, sistem frekansında sapma olması durumunda bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarını en fazla 30 saniye içinde hız regülatörünün ayarlandığı hız eğimine göre etkinleştirebilecek ve eriştiği bu çıkış gücünü en az 15 dakika sürdürebilecek yeterlilikte olmak zorundadır. Ünite, aktif güç çıkışını arttırarak veya azaltarak sistem frekansındaki sapmayı sürekli takip etmeli ve beklenen tepkiyi otomatik olarak vermelidir. Sistem frekansındaki sapma süresince primer frekans kontrolü kesintisiz olarak sürdürülmelidir.
(5) Sürekli olarak sağlanan primer frekans kontrol rezerv miktarı, gün öncesinde bildirilen primer frekans kontrol rezerv miktarının ±%10 toleransı dahilinde olmak zorundadır.
(6) Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır. Primer frekans kontrolü performans testleri sırasında ayarlanan hız eğimi değeri, normal işletme sırasında da sürekli olarak kullanılır ve TEİAŞ tarafından aksi belirtilmedikçe değiştirilemez. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı ünite kurulu gücünün en az %5’i olmalıdır. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarının azami rezerv kapasitesinden düşük olması durumunda, sağlanacak rezerv miktarı yük alma ve yük atma yönünde sınırlayıcı veya benzeri bir fonksiyonla sağlanmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.
(7) Santral ünitesinin hız eğimi, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği çerçevesinde imzalanan primer frekans kontrol hizmet anlaşması ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(8) Bu formülde geçen;
Hız Eğimini (%),
Nominal Frekansı (50 Hz),
Sistem Frekansındaki sapma miktarını,
Ünite Çıkış Gücündeki değişim miktarını,
Ünitenin Nominal Aktif Gücünü,
ifade eder.
(9) Santral ünitesinin belirli bir frekans sapması karşılığında sağlayacağı primer frekans kontrol tepkisi ilgili ünitenin hız eğimine bağlıdır. Aşağıdaki şekilde aynı primer frekans kontrol rezerv miktarını sağlayan ancak farklı hız eğimi değerlerine ayarlanmış olan (a) ve (b) ünitelerinin çıkış gücü değişimleri gösterilmiştir.
(10) Primer frekans kontrol hizmeti sunan ünitelerin işletme esnasında sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif güç çıkışı değişimi aşağıdaki grafikte gösterildiği gibi olmak zorundadır.
(11) Yukarıdaki grafikte geçen;
Pset Ünite çıkış gücünün ayarlanmış değerini,
f0 Ünite kontrol sisteminin frekans sapmalarına tepki vermediği frekans aralığını (Ölü bant, Hz),
RP Ünitenin sağladığı primer frekans kontrol rezerv miktarını,
fG Ünitenin ölü banttan sonra algıladığı frekans sapma miktarını,
f Sistem frekansındaki sapma miktarını,
ifade eder.
(12) İşletme koşullarında üniteye altıncı fıkra uyarınca ölü bant konulmuşsa, azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesine göre ayarlanması gereken hız eğim değeri hesaplanırken, hız eğim formülündeki f yerine onbirinci fıkrada yer alan fG (fG = 0,2-f0) kullanılır.
Sekonder frekans kontrolü
MADDE 106- (1) Sistem frekansının nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine getirilmesi amacıyla Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerine göre tedarik edilen ve sekonder frekans kontrolüne katılmaları zorunlu olan üretim tesislerinin aktif güç çıkışlarını, MYTM’de bulunan otomatik üretim kontrol programı tarafından gönderilecek sinyalleri alan ve işleyen teçhizat ile arttırmaları veya azaltmaları esastır.
(2) Sekonder frekans kontrol yedeği Ek-17’de yer alan sekonder frekans kontrol performans testleri sonucunda sekonder frekans kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanır.
(3) Sekonder frekans kontrol hizmeti sunan ünite, blok veya santralın çıkış gücündeki değişimin başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve testler sonucunda belirlenen yüklenme hızına uygun olarak istenen üretim düzeyine erişilmelidir. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayacak santrallardaki yüklenme hızı oranı yakıt tipine bağlı olarak aşağıdaki şekilde olmak zorundadır:
a) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, için 200 MW’in altında nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %6’sı kadar,
b) Doğalgaz yakıtlı üretim tesislerinin, 200 MW ve üzerinde nominal aktif gücü olan gaz türbinlerinin çıkış gücündeki toplam değişikliğin gaz türbinlerine ait türbin nominal aktif gücünün dakikada en az %4’ü kadar,
c) Doğalgaz yakıtlı gaz motoru ile motorin ve fueloil yakıtlı üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada en az %6’sı kadar,
ç) Rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri için nominal aktif gücün saniyede %1,5 ile %2,5’i arasında,
d) Yakıt olarak taş kömürü kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada %2 ile %4’ü arasında,
e) Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %2’si arasında,
f) Nükleer güç santralları için nominal aktif gücün dakikada %1 ile %5’i arasında.
(4) Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemlerdeki yüklenme hızı dakikada minimum %1 oranında olmak zorundadır. Nükleer güç santrallarının sekonder frekans kontrolüne katılacağı dönemler ve hangi hallerde sekonder frekans kontrolüne katılamayacağı hususları, güvenli işletme koşulları dikkate alınarak nükleer güç santralı işleticisi ile sistem işletmecisi arasında imzalanacak sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasında belirlenir.
(5) Üçüncü fıkrada belirtilenler dışında bir yakıt kullanan üretim tesisleri, kendisine en yakın kalorifik değere sahip olan yakıt tipi sınıfında değerlendirilir.
(6) Üretici, sekonder frekans kontrol hizmetini ünite, blok veya santralın çalışma aralığı içinde sağlar. Ünite, blok veya santralın çalışma aralığı, minimum kararlı üretim seviyesi ile ek önlem almadan ulaşılabilecek maksimum çıkış gücü arasındaki yük değişiminin yapılabileceği bölgedir.
(7) Ünitenin, sekonder frekans kontrolüne katılımının primer frekans kontrolü performansını azaltıcı etkisi olmamalıdır.
(8) Sistem bazında, sekonder frekans kontrolü sonucunda frekansın nominal değerine ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alış verişinin programlanan değerine gelmeye başlaması için maksimum gecikme süresi 30 saniye olmalı ve düzeltme işlemi maksimum 15 dakika içinde tamamlanmalıdır.
MADDE 107-
Anlık talep kontrolü
MADDE 108- (1) Anlık talep kontrolü 66 ncı madde hükümleri uyarınca yürütülür.
Reaktif güç kontrolü
MADDE 109- (1) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan lisanslı tüm üretim tesislerinin aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla sürekli olarak ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Ancak, rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin Ek-18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada çalışabilir olmaları zorunludur. Üretim üniteleri step-up transformatörleri ile 154 kV – 380 kV iletim sistemine direk olarak bağlı olmayan ve üretim ile tüketim tesisleri aynı üretim barasında bulunan, bu tüketim tesislerinin elektrik, ısı ve/veya buhar ihtiyaçları doğrultusunda çalışan ve bu durumu TEİAŞ’a kabul edilebilir şekilde ispatlayan üretim tesisleri bu madde kapsamından muaftır.
(2) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca aşırı ikazlı olarak 0,85 ve düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörleri arasında nominal aktif güç seviyesinde çıkış verilmesini sağlayan kapasitenin dışındaki reaktif güç kapasitesi sağlamak ve/veya senkron kompansatör olarak çalışmak üzere reaktif güç kontrolüne ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bulunan üretim tesislerinin otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla ve/veya öncelikle BYTM ve ardından iletim veya dağıtım sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur.
(3) Reaktif güç kontrol hizmeti, Ek-17’de yer alan reaktif güç desteği sağlanmasına ilişkin performans testleri sonucunda reaktif güç kontrol hizmeti verme yeterliliğine sahip olduğu tespit edilen üretim tesislerinden sağlanır.
(4) TEİAŞ ile reaktif güç kontrolü hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması imzalamış olan üretim tesislerinin sistem gerilimini düzenlemek amacıyla jeneratör veya senkron kompansatör olarak çalışması suretiyle sisteme reaktif güç verilmesi veya sistemden reaktif güç çekilmesine ilişkin talimatlar BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine bildirilir. Verilen talimatlar kapsamında ünitelerin güç transformatörlerinin kademe ayarlarına ilişkin detaylar da yer alır. Üretim tesisinin belirtilen güç faktörleri arasında dakikalar içinde tepki vermesi ve söz konusu tepkiyi sınırsız defa sağlaması esastır. Talimatların sona ermesine ilişkin bildirimler yine BYTM ve/veya sistem işletmecisi tarafından ilgili üretim tesislerine yapılır.
(5) Bu madde kapsamındaki üretim tesisleri, yukarıdaki fıkralarda açıklanan yöntemlerle bağlı oldukları yüksek gerilim barasının gerilim değerini ayarlayabilmek için, ilgili kontrol sistemlerine istenilen yüksek gerilim ayar değerini girmek suretiyle yüksek gerilim barasını kontrol edebilen bununla beraber yüksek gerilim bara ayar değerinin sistem işletmecisi tarafından uzaktan kontrol sistemi aracılığıyla gönderilmesi halinde de bu yüksek gerilim ayar değerini otomatik olarak alan ve yüksek gerilim barası kontrolünü bu yüksek gerilim ayar değeri doğrultusunda yapabilecek olan kontrol sistemini kurmakla yükümlüdür.
Oturan sistemin toparlanması
MADDE 110- (1) Oturan sistemin toparlanması Beşinci Kısmın Yedinci Bölümünde yer alan hükümler uyarınca yürütülür.
Bölgesel kapasite kiralama
MADDE 111- (1) TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde gerekli görülmesi durumunda Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Kurumun onayı ile düzenlenen ihaleler vasıtasıyla yeni üretim tesislerinin kapasiteleri ve/veya mevcut üretim tesislerine eklenen ünitelerin kapasiteleri TEİAŞ tarafından kiralanabilir. TEİAŞ tarafından yürütülen teknik çalışmalar neticesinde hesaplanan bölgesel bazda bir yıl boyunca puant yükün karşılanamama olasılığı 39 uncu maddenin ikinci fıkrasında yer alan puant yükün karşılanamama olasılığı ile karşılaştırır. TEİAŞ tarafından hesaplanan puant yükün karşılanamama olasılığının 39 uncu maddesinin ikinci fıkrasında yer alan hedef değerin üstünde olduğu tespit edilen bölgeler için bölgesel kapasite kiralama ihtiyacı tespiti yapılır.
(2) Bölgesel kapasite kiralanmasına yönelik ihalelerin düzenlenmesi, bölgesel kapasite kiralanması hizmeti sağlayabilecek üretim tesislerinin seçilmesi, bölgesel kapasite kiralanmasına ilişkin yan hizmet anlaşmalarının imzalanması ve ilgili finansal işlemler Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca yürütülür.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Gerçek Zamanlı Dengeleme
Gerçek zamanlı dengeleme esasları
MADDE 112- (1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları, gerçek zamanda ortaya çıkan arz ve talep dengesizliklerinin giderilmesi amacıyla MYTM’nin dengeleme güç piyasası ve/veya yan hizmetler kapsamında gerçekleştirmiş olduğu faaliyetler ile dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ve/veya yan hizmet sağlayan tüzel kişilerin, teknik ve ticari parametreleri PYS aracılığıyla MYTM’ye bildirmeleri ve MYTM tarafından kendilerine bildirilen talimatları yerine getirmeleri ile ilgili hususları içerir.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme;
a) Primer frekans kontrol hizmeti ve sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üretim tesislerinin otomatik olarak çıkış güçlerini artırmaları ya da azaltmaları,
b) Dengeleme güç piyasası kapsamında dengeleme birimlerinin, MYTM tarafından verilen talimatlar ile yük almaları ve/veya yük atmaları,
c) Gerçek zamanda yeterli tersiyer yedeğin sağlanabilmesi amacıyla bekleme yedeklerinin devreye alınması,
ç) 63-70 inci maddeler kapsamında acil durum önlemlerinin uygulanması,
suretiyle gerçekleştirilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında verilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda birinci fıkrada belirtilen ve MYTM tarafından verilen talimatlar ayrıca BYTM tarafından da ilgili gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara PYS, telefon, faks veya paks gibi iletişim araçları ile iletilebilir.
Gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflar
MADDE 113- (1) Gerçek zamanlı dengeleme esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına,
c) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
ç) Enterkonnekte ülkelerin sistem işletmecilerine,
d) Dağıtım şirketlerine,
e) Serbest tüketicilere,
uygulanır.
Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü
MADDE 114- (1) Aşağıda belirtilen durumlardan bir ya da birden fazlasının meydana gelmesi durumunda gerçek zamanlı dengeleme prosedürü uygulanır:
a) Sistemde bir üretim ve/veya tüketim tesisinin devre harici olması,
b) Arz ve talep arasında dengesizlik oluşması,
c) Sistem frekansında sapma olması,
ç) Primer ve/veya sekonder frekans kontrol yedeklerinin kullanılması sebebiyle, söz konusu yedeklerin serbest bırakılması ihtiyacının ortaya çıkması,
d) Tersiyer frekans kontrolü yedeklerin kullanılmasına rağmen tersiyer frekans kontrolü yedeği ihtiyacının devam etmesi,
e) Sınır ötesi elektrik ticareti programında sapma olması.
(2) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:
a) Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’ye bildirmiş oldukları primer frekans kontrol rezerv miktarı doğrultusunda ve/veya primer frekans kontrol hizmeti sağlamak üzere MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde primer frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Primer frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, sistem frekansının düşmesi durumunda, frekanstaki düşmeye karşılık çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak artırırlar. Sistem frekansının yükselmesi durumunda ise, söz konusu üniteler çıkış güçlerini 105 inci maddede belirtildiği şekilde otomatik olarak azaltırlar.
b) Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan tüzel kişiler, MYTM’den almış oldukları rezerv sağlanmasına ilişkin talimatlar çerçevesinde sekonder frekans kontrol hizmeti sağlarlar. Sekonder frekans kontrol hizmeti sağlayan üniteler, otomatik üretim kontrol programından almış oldukları sinyaller çerçevesinde çıkış güçlerini artırırlar veya azaltırlar.
c) MYTM, sistemde aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini sürekli olarak takip eder. Sistemde sürekli bir arz-talep dengesizliği yaratacak şekilde bir üretim veya tüketim tesisinin devre harici olması veya sekonder frekans kontrol yedeğinin aynı yönde uzun süreli olarak kullanıldığının gözlemlenmesi durumunda, MYTM aktive edilmiş olan sekonder frekans kontrol yedeğini serbest bırakacak miktarda tersiyer frekans kontrol yedeğini, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma, yük atma talimatları ile sağlar. Ayrıca tersiyer frekans kontrol yedeği, sekonder frekans kontrol yedeği ile birlikte primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalmasını sağlamak amacıyla kullanılabilir.
ç) MYTM, sistemde meydana gelen uzun süreli bir arz-talep dengesizliğinin tersiyer kontrol yedekleri ile giderilmesi sebebiyle sistemde gerçek zamanlı dengeleme amacıyla yeterli miktarda tersiyer kontrol yedeğinin kalmadığının tespit edilmesi durumunda, varsa bekleme yedeklerinin devreye alınması suretiyle tersiyer yedek sağlayabilir.
d) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında 63-70 inci maddelerde yer alan acil durum önlemleri uygulanabilir.
(3) Gerçek zamanlı dengeleme prosedürü kapsamında ikinci fıkrada belirtilen adımların birbiri ile ilişkisi aşağıdaki şekilde gösterilmiştir.
(4) MYTM, gerektiğinde üretim-tüketim planını yeniden optimize edebilir.
İletim sistemi kısıtları
MADDE 115 – (1) İletim sistemi kısıtı, iletim kapasitesine duyulan toplam talebin, bütün güvenlik kriterleri ve iletim sisteminde oluşabilecek belirsizlikler de dikkate alındıktan sonra belirlenen ve kullanıma sunulan iletim kapasitesinin üzerinde olması durumlarını kapsar.
(2) Aşağıda belirtilen durumlar sonucunda iletim sisteminin bir bölümünü veya tamamını etkileyebilecek aşırı yüklenmelerin ve/veya gerilim değişimlerinin oluşması nedeniyle iletim sistemi kısıtları oluşabilir.
a) Üretim tesisleri, iletim hatları, trafolar/ototrafolar, bara, kesici, ayırıcı ve benzeri teçhizatların arızalanması ve/veya bu teçhizatların test, bakım, onarım, revizyon gibi nedenlerle servis harici edilmeleri,
b) Elektrik sisteminin normal işletilmesi sırasında iletim sisteminin belirli bölümünde normal işletme koşullarının sağlanamaması veya güç salınımları,
c) İletim hatlarının ve/veya trafolar/ototrafoların nominal kapasitesinde yüklenebilmesini sınırlandıracak daha düşük kapasiteli teçhizatın (iletken kesiti, akım trafosu oranı, ayırıcı, hat tıkacı ve benzeri) bulunması,
ç) Birden fazla teçhizatın aynı anda servis harici olması sonucu kaskat (ardışıl) arızalar.
(3) İletim sisteminin, tek bir şebeke elemanının arızasından sonra işletmede kalan elemanlarla bu tek arızanın sebep olduğu akış değişikliklerine dayanabilecek şekilde, N-1 kriterine uygun olarak işletilmesi esastır.
Talimatlara ilişkin kayıtlar
MADDE 116- (1) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında, gerçek zamanlı dengelemeye tabi taraflara MYTM ve/veya BYTM tarafından iletilen talimatlar, PYS ve/veya ses kayıtları ve/veya fiziksel formlar vasıtasıyla kayıt altına alınır. Bu kapsamdaki ses kayıtları beş yıl diğer kayıtlar on yıl boyunca muhafaza edilir.
Elektriksel zaman hatası düzeltmesi
MADDE 117- (1) Elektriksel zaman hatası düzeltmesi, MYTM tarafından belirli periyotlarda sistem frekansına uygun dengeleme yapılarak gerçekleştirilir. Elektrik zaman hatasının belirlenmiş sınırlar içinde tutulması MYTM’nin sorumluluğundadır.
YEDİNCİ KISIM
Verilerin Kaydedilmesi ve İstatistik Üretme
BİRİNCİ BÖLÜM
Veri Kayıt Esasları ve Tabi Taraflar
Veri kayıt esasları
MADDE 118- (1) Veri kayıt esasları, tarafların birbirlerinden işletme, planlama, dengeleme ve yan hizmetlere ilişkin talep ettikleri verilerin hazırlanmasına, güncellenmesine ve kaydedilmesine yönelik TEİAŞ tarafından hazırlanan prosedürleri içerir.
Veri kayıt esaslarına tabi taraflar
MADDE 119- (1) Veri kayıt esasları;
a) TEİAŞ’a,
b) İletim sistemine doğrudan bağlı olarak üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
c) Dağıtım şirketlerine,
ç) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilere,
d) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilere,
e) İthalat ve/veya ihracat yapan tüzel kişilere,
f) Tedarik şirketlerine,
g) Yan hizmet sağlayan tüzel kişilere,
uygulanır.
İKİNCİ BÖLÜM
Veri Grupları ve Prosedürler
Veri grupları
MADDE 120- (1) Veri grupları üçe ayrılır:
İşletme ve dengeleme verileri,
Standart planlama verileri,
Ayrıntılı planlama verileri.
Verilerin hazırlanması ve sunulması
MADDE 121- (1) Kullanıcılar, Ek-23’de yer alan ve 124 üncü maddede listelenen veri çizelgelerini aşağıdaki esaslar çerçevesinde hazırlar ve TEİAŞ’a sunar:
a) Çizelge 1, 5 ve 6 uyarınca hazırlanacak veriler, TEİAŞ’a gönderilir.
b) TEİAŞ ile kullanıcı arasında veri iletişimi amacına yönelik bir anlaşmaya varılması halinde, izlenecek yöntem karşılıklı anlaşma ile belirlenir.
c) Çizelge 5 kapsamında hazırlanacak veriler her yılın en geç 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde hazırlanır.
ç) Tüm verilerin korunması için gerekli güvenlik önlemleri kullanıcı tarafından sağlanır.
d) Yan hizmetlere ilişkin veriler yan hizmet anlaşmalarında belirtilen esaslar çerçevesinde belirtilen elektronik formatlarda ve sıklıkta sağlanır. Santralın yan hizmetlere dair kontrol sistemlerinin matematiksel modelleri mevcut olması halinde test öncesinde TEİAŞ’a verilir.
Verilerin güncellenmesi
MADDE 122- (1) Kullanıcı, TEİAŞ’ta kayıtlı olan verilerde değişiklik olması durumunda, TEİAŞ’ı bu konuda gecikmeden bilgilendirir.
Eksik veriler
MADDE 123- (1) Taraflardan birinin hazırladığı verilerin diğerine ulaşmaması veya eksik olması halinde, tahmini veriler hazırlanır ve bu veriler diğer tarafa yazılı olarak bildirilir.
Veri çizelgeleri
MADDE 124- (1) Ek-23 kapsamında hazırlanacak veri çizelgeleri aşağıda sıralanmıştır:
a) Çizelge 1 – Üretim ünitesi veya kombine çevrim gaz türbini bloğu verileri,
b) Çizelge 2 – Üretim planlaması parametreleri,
c) Çizelge 3 – Ünitelerin devre dışı kalma programları, kullanılabilir güç ve sabit kapasite verileri,
ç) Çizelge 4 – Kullanıcı sistemlerine ilişkin veriler,
d) Çizelge 5 – Kullanıcıların devre dışı kalmasına ilişkin veriler,
e) Çizelge 6 – Bağlantı noktalarındaki yük karakteristikleri,
g) Çizelge 7 – TEİAŞ tarafından kullanıcılara sağlanacak veriler,
ğ) Çizelge 8 – Talep profili ve aktif güç verileri,
h) Çizelge 9 – Bağlantı noktası verileri,
ı) Çizelge 10 – Kısa devre verileri,
i) Çizelge 11– Kısa devre verileri, santral transformatörlerinden akan kısa devre akımları.
(2) Kullanıcı grupları için geçerli olan çizelgeler aşağıda verilmiştir:
a) İletim sistemine doğrudan bağlı üretim şirketleri: Çizelge 1, 2, 3, 6, 7 ve 11,
b) Dağıtım seviyesinden bağlı; 50 MW ve üzerinde ünite gücüne veya toplam 100 MW ve üzerinde kurulu güce sahip üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler veya iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunan üretim tesislerinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 3, 7 ve 11,
c) (a) ve (b) bentlerinde belirtilenler haricindeki üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler: Çizelge 1, 7, 11,
ç) Tüm dağıtım şirketleri, tedarik şirketleri, iletim sistemine doğrudan bağlı serbest tüketiciler ve uluslararası enterkonneksiyon sistem işletmecileri: Çizelge 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 ve 11.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İstatistiksel Veriler, Prosedürler ve Sorumluluklar
İstatistiksel veriler
MADDE 125- (1) TEİAŞ, Kanun ve 10/11/2005 tarihli ve 5429 sayılı Türkiye İstatistik Kanunu hükümleri çerçevesinde Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerini oluşturmak ve gerektiğinde uluslararası kurum ve kuruluşların elektrik enerjisine ilişkin istatistik taleplerini karşılamak amacıyla istatistiksel verileri toplar.
(2) TEİAŞ, istatistik üretmek amacıyla ihtiyaç duyduğu verileri, internet sayfasında yayımlayacağı aylık ve yıllık soru formları aracılığı ile elde eder. İhtiyaç halinde bu formlarda gerekli düzenleme ve güncelleme TEİAŞ tarafından yapılır.
(3) TEİAŞ, gerekli alt yapı ve donanımı sağladıktan sonra istatistik üretmek amaçlı tüm verileri resmi internet sitesi aracılığı ile toplar.
Prosedür ve sorumluluklar
MADDE 126- (1) Türkiye’nin elektrik enerjisi üretim ve iletim istatistiklerinin oluşturulması amacıyla;
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
Dağıtım faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi,
TEİAŞ tarafından istenilen verileri, TEİAŞ tarafından istenen formatta ve bildirilen tarihte TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdürler.
(2) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler üretim verilerini; TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Aylık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen ayın yirmibeşine kadar, yıllık üretim bilgilerini ise, TEİAŞ internet sayfasında yayımlanan “Yıllık Soru Formları” vasıtasıyla izleyen yılın 15 Şubat tarihine kadar TEİAŞ’a sunar.
(3) İstatistik üretme amacıyla elde edilen veriler amacı dışında kullanılamaz.
SEKİZİNCİ KISIM
Çeşitli Hükümler
BİRİNCİ BÖLÜM
Diğer Hükümler
Anlaşmazlıkların çözümü
MADDE 127- (1) Bu Yönetmeliğin uygulanmasında ortaya çıkan anlaşmazlıkların TEİAŞ ve ilgili taraflar arasında çözümlenememesi halinde anlaşmazlığın çözümü konusunda Kuruma başvurulur. Kurulun bu konuda vereceği karar tarafları bağlar.
Atıflar
MADDE 128- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğine yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelikler
MADDE 129- (1) 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
Haberleşme ve tebligat
MADDE 130- (1) Bildirimler 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
İKİNCİ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Enerji depolama sistemlerinin yan hizmetlerde kullanılması
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Enerji depolama sistemlerinin yan hizmetler kapsamında kullanılmasına dair usul ve esaslar 31/12/2015 tarihine kadar TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kurum onayına sunulur.
Arıza temizleme süreleri
GEÇİCİ MADDE 2- (1) 18 inci maddenin yedinci fıkrasıyla düzenlenen faz-toprak arızası azami arıza temizleme süresi; TEİAŞ’a ait hat fideri kesicisine açma kumandası veren koruma rölesinin aşırı akım ve toprak koruma röle ayar değerleri, iletimden dağıtıma indirici transformatörlerin kısa devre dayanım süresi, nötr direnç/reaktör nominal akım dayanım süresi ve kullanıcının röle koordinasyon çalışmaları dikkate alınarak 31/12/2015 tarihine kadar karşılıklı mutabakat ile belirlenir.
SCADA kontrol merkezleri
GEÇİCİ MADDE 3- (1) 29 uncu madde uyarınca kurulması gereken SCADA kontrol merkezlerinin, 31/12/2017 tarihine kadar elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından işletmeye alınması zorunludur.
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterleri
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için tesisin iletim veya dağıtım sistem işletmecisi ile bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18 uygulanır.
(2) Ek-18’de yer alan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezi (RİTM) için alt yapı gerekliliklerinin düzenlendiği “E.18.9- Rüzgar Enerjisi Santrallarının İzlenmesi” bölümü, bağlantı anlaşmasının imzalandığı tarihte yürürlükte olan Ek-18’de yer almasa dahi, mevcut ve yeni tesis edilecek olan tüm rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için uygulanır. Bu kapsamdaki üretim tesisleri kendilerine düşen görevleri 31/5/2015 tarihine kadar yerine getirir.
Reaktif güç kontrolüne ilişkin güç değerleri
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden önce yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden önce olan üretim tesisleri reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.
(2) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden sonra yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden sonra olan üretim tesisleri için gerçekleştirilen reaktif güç destek hizmeti performans testleri sonucunda o tarihte yürürlükte olan mevzuatta belirtilen zorunlu reaktif güç değerlerini sağlayamayan üretim tesislerinin bu değerleri sağlamaları ve gerekli şartları yerine getirmeleri için 31/12/2021 tarihine kadar süre tanınır. 31/12/2021 tarihine kadar, TEİAŞ ile imzalanan reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin yan hizmet anlaşması kapsamında bu üretim tesisleri tarafından sağlanması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, işletme anında aşırı ikazlı çalışma sırasında şebekeye verebildikleri ve düşük ikazlı çalışma sırasında şebekeden çekebildikleri maksimum reaktif güç değeri olarak kabul edilir.
Reaktif güç desteğine katılım
GEÇİCİ MADDE 6- (1) Bağlantı anlaşması veya proje onayı bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce yapılmış olan ve P-Q jeneratör yüklenme eğrisine göre nominal aktif gücündeki aşırı ikazlı çalışma durumunda jeneratör terminalinde 0,85 güç faktöründe çalışabilme yeteneği bulunmayan jeneratörler ve/veya bu durumda olup aynı zamanda üretim lisansına konu kurulu güçlerini mevcut üretim tesisleri için sistem işletmecisinin uygun görüşü doğrultusunda lisans tadili yapılmak suretiyle mevcut jeneratörlerin nominal aktif güçlerini arttırmış üniteler, Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşmaları kapsamında sistem işletmecisinin talebi durumunda, jeneratörün nominal aktif çıkış gücü seviyesinde aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç miktarını üretebileceği aktif güç seviyesine inmeyi, bu talebin yerine getirilmesi sonucunda ortaya çıkabilecek herhangi bir dengesizlikten dolayı veya Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında herhangi bir bedel talep etmemeyi ve sistem işletmecisi tarafından belirlenecek tüm özel yükümlülükleri yerine getirmeyi kabul ve taahhüt etmekle yükümlüdür.
Reaktif enerji cezası
GEÇİCİ MADDE 7- (Maddenin yürürlüğü Danıştay 13. Dairesinin 2014/2924 E. sayılı 18/02/2015 tarihli kararı ile durdurulmuştur.) (1) İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından, aylık olarak sistemden çekilen endüktif veya sisteme verilen kapasitif reaktif enerjinin aktif enerjiye oranının, 14 üncü maddede düzenlenen oranları aşması durumuna ilişkin olarak, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında Kurul Kararı ile gerekli düzenlemeler yapılıncaya kadar, reaktif enerji kullanım oranı 14 üncü maddeye göre değerlendirilir ve ihlal tespiti durumunda kullanıcılara o ayki sistem kullanım fiyatına göre hesaplanan bedelin %20’si oranında ceza uygulanır.
Primer kontrol hizmetine katılımdan muafiyet
GEÇİCİ MADDE 8-
Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) TEİAŞ tarafından hazırlanarak Kuruma teklif edilecek Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esaslar en geç 31/12/2017 tarihine kadar Kuruma sunulur.
(2) Güç Kalitesi Ölçüm Sistemlerine İlişkin Usul ve Esasların yayımlandığı tarih itibariyle, TEİAŞ ile Bağlantı Anlaşması imzalamış, fakat bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri uyarınca işletmede olan veya işletmeye alınacak tesislerinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini kurmamış olan kullanıcılar, Usul ve Esasların yayımlandığı tarihten itibaren iki yıl içerisinde Güç Kalitesi Ölçüm Sistemini temin etmek ve kurmakla yükümlüdür.
GEÇİCİ MADDE 10 - İletim sistemi için 5 inci maddede belirtilen 400 kV nominal gerilim değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 380 kV olarak uygulanır. 400 kV iletim sistemi şalt teçhizatı için kısa devre arıza akıntına dayanma kapasitesi olarak belirtilen 63 kA değeri, 31/12/2018 tarihine kadar 50 kA olarak uygulanır.
Yürürlük
MADDE 131- (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 132- (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EK 1
EK 3
İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN İLETKEN TÜRLERİ VE ÖZELLİKLERİ
400 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
2B ve 3B sırasıyla ikili ve üçlü iletken demetlerini temsil eder.
154 kV HAVAİ İLETİM HATLARINDA KULLANILAN İLETKENLERİN TİPLERİ VE KAPASİTELERİ
* : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,1 m/s
** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 25 oC, Rüzgar Hızı: 0,5 m/s
*** : İletken Sıcaklığı: 80 oC, Hava Sıcaklığı: 40 oC, Rüzgar Hızı: 0,25 m/s
**** : 2B ikili iletken demetini temsil eder.
400 kV İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILAN YERALTI GÜÇ KABLOLARININ TiPLERİ VE KAPASİTELERİ
400 kV VE 154 kV İZOLASYON SEVİYELERİ
* Kesiciler ve Ayırıcı anahtarlar için uygulanır.
EK 4
ORTAM KOŞULLARI VE SİSTEM BİLGİLERİ
ORTAM KOŞULLARI:
Malzemeler, aksi belirtilmedikçe aşağıda belirtilen servis koşullarında çalıştırılacaktır.
Deniz Seviyesinden Yükseklik : maksimum 1000 metre
Çevre Sıcaklığı
Dahili tip : -5°C/45°C
Harici tip : -25°C/(*) 45°C
24 saatte ortalama maksimum : 35°C
1 yıllık sürede ortalama : 25°C
Rüzgar basıncı : 70 kg/m2 (yuvarlak yüzeylerde)
Rüzgar basıncı : 120 kg/m2 (düz yüzeylerde)
Maksimum güneş ışınımı : 500 W/m2
Buzlanma : 10 mm, sınıf 10
Endüstriyel kirlenmeye açıklık
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
Yıldırım darbesine açıklık : Evet
Depreme maruz kalma
Yatay ivme : 0,5g (toprak seviyesinde)
Düşey ivme : 0,25 g
Çevre kirlenmesi
Dahili tip : Az miktarda
Harici tip : Var
İzolatörler için minimum kaçak mesafesi
Dahili tip : 12 mm/kV (**)
Harici tip : 25mm/kV
(*) Doğu Anadolu Bölgesinde yer alan merkezlerde –40°C
(**) Dahili tip ölçü transformatörlerinde bu şart aranmayacak olup, diğer teçhizatta aranacaktır.
SİSTEM BİLGİLERİ:
EK 5
TRANSFORMATÖR MERKEZİ ŞALT SAHASI
ÖRNEK TEK HAT ŞEMALARI
EK 6
SİSTEM GERİLİM SINIRLARI
EK 7
GÜÇ KALİTESİ PARAMETRELERİ SINIR DEĞERLERİ
Tablo 1. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 2. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 3. 154 kV altındaki İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Planlama Sınır Değerleri
Tablo 4. 400 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 5. 154 kV İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 6. 154 kV altı için İletim Sisteminde Harmonik Gerilim Uyumluluk Sınır Değerleri
Tablo 7. Fliker Planlama Sınır Değerleri
EK 8
HARMONİK LİMİTLERİ
Toplam Talep Bozulumu (TTB): Akım harmonik bileşenlerinin etkin değerlerinin kareleri toplamının karekökünün, maksimum yük akımına (IL) oranı olan ve dalga şeklindeki bozulmayı yüzde olarak ifade eden ve aşağıdaki formül uyarınca hesaplanan değerini ifade eder.
EK 9
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİ
SAHA SORUMLULUK ÇİZELGELERİNİN HAZIRLANMASINDA
UYGULANACAK TEMEL PRENSİPLER
E.9.1 Saha sorumluluk çizelgeleri ve kapsamı
TEİAŞ ile kullanıcı arasında 400 kV ve/veya 154 kV gerilim seviyeleri üzerinden imzalanan bağlantı anlaşmaları için saha sorumluluk çizelgeleri hazırlanır. Çizelgede mevcut olmayan bir bilgiye gereksinim duyulması halinde taraflar arasında ek bir düzenleme yapılır.
Saha sorumluluk çizelgeleri YG teçhizat çizelgesi başlığı altında düzenlenir. Söz konusu çizelgenin her sayfasında çizelgenin tarih ve sayısı bulunur.
YG teçhizat çizelgesinde;
YG tesis ve/veya teçhizatın listesi,
YG tesis ve/veya teçhizatın mülkiyeti,
Saha sorumlusu (Kullanıcı tarafın işletme mühendisi),
ç) Güvenlik kuralları ile ilgili hususlar ve bu kuralların uygulanmasından sorumlu kişi (Kullanıcı tarafın işletme veya bu işle sorumlu mühendisi),
Uygulanacak işletme prosedürleri ile ilgili hususlar,
Kontrol mühendisi veya diğer sorumlu mühendis (Tesisin yapımı sırasındaki tesisten sorumlu mühendis),
Yasal denetimler, kısa devre incelemeleri ve bakımdan sorumlu taraf (Santral sorumlusu),
Kısa devre incelemesini ve bakımını yapan kişinin irtibat telefon numarası.
Saha sorumluluk çizelgelerinin bağlantı sahası bölümünde bağlantı noktaları açık bir şekilde gösterilir.
E.9.2 Ayrıntılar
E.9.1.’de yer alan saha sorumluluk çizelgesinde, koruma ve yardımcı servis teçhizatı ile ilgili olarak, kullanıcı ve TEİAŞ ile birlikte sorumlu yönetim biriminin de belirtilmesi gereklidir.
E.9.3 YG teçhizatına ilişkin saha sorumluluk çizelgesinde, şalt sahasına giren, çıkan veya şalt sahasının içinden direkt geçen hat ve kablolar gösterilir.
E.9.4 Saha sorumluk çizelgesi TEİAŞ adına tesisin bulunduğu bölgeden sorumlu kişi ve ilgili kullanıcı adına yetkili kişi tarafından imzalanır.
E.9.5 Saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı
Saha sorumluluk çizelgesi taraflarca imzalandıktan sonra tesis personelinin görebileceği bir yerde hazır bulundurulur. TEİAŞ tarafından istenmesi durumunda ilgili kullanıcı tarafından TEİAŞ’a sunulur.
E.9.6 Saha sorumluluk çizelgelerinin değiştirilmesi
TEİAŞ veya kullanıcı, saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik veya düzeltme yapılmasını talep etmesi durumunda, değiştirilmiş saha sorumluluk çizelgeleri düzenlenerek TEİAŞ’a veya kullanıcıya bildirilir.
E.9.7 Acil değişiklikler
Saha sorumluluk çizelgelerinde bir değişiklik yapılmasının talep edilmesi durumunda, taraflar durumdan birbirlerini gecikmeden bilgilendirirler ve yazılı olarak teyit ederler. Bu durumda, aşağıdaki hususlar müzakere edilir:
Saha sorumluluk çizelgesinde yapılması talep edilen değişiklikler ve gerekçeleri,
Değişikliğin geçici veya kalıcı olması durumu,
Değişikliğin taraflarca kabul edilmesi durumunda, yenilenmiş saha sorumluluk çizelgesinin dağıtımı.
E.9.8 Yetkili kimseler
TEİAŞ ve kullanıcılar saha sorumluluk çizelgelerini kendileri adına imzalamaya yetkili kimselerin isim listesini birbirlerine verirler. TEİAŞ ve kullanıcılar bu listelerde bir değişiklik olması durumunda birbirlerini gecikmeksizin bilgilendirirler.
EK 10
ÜRETİM VE TÜKETİM TESİSLERİ ÖRNEK BAĞLANTI TEK HAT ŞEMALARI
EK 11
PLANLAMA VERİLERİ
BÖLÜM 1
E.11.1 STANDART PLANLAMA VERİLERİ
E.11.1.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.1.1.1 Genel
Kullanıcı, sistemi ile ilgili verileri, E.11.1.1.2 ve E.11.1.1.3'te açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirir.
E.11.1.1.2 Kullanıcı sistemi şeması
Kullanıcı sistemi tek hat şeması; bağlantıların ve primer dağıtım sistemlerinin mevcut ve önerilen durumunu, teçhizat kapasitelerini ve numaralarını içerir.
E.11.1.1.3 Kısa devre analizi verileri
Kullanıcı sistemi iletim sistemine bağlanmadan önce ve sonra iki sistem arasındaki bağlantı noktasında (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları,
Kullanıcı sisteminde bulunan senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerin iletim sisteminde puant yük koşullarında 3 faz-toprak ve tek faz-toprak kısa devre arızası meydana gelmesi durumunda kısa devre akımlarına katkıları.
E.11.1.2 Talep verileri
E.11.1.2.1 Genel
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir önceki yıla ait gerçekleşen talep verilerini, içinde bulunulan yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini E.11.1.2.2, E.11.1.2.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde her yıl Ocak ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler.
İçinde bulunulan yıla ve bu yılı takip eden on yıla ait yıllık puant ve minimum talep günleri, saatleri ile birlikte, her yıl Şubat ayı sonuna kadar TEİAŞ tarafından kullanıcılara bildirilir.
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki çalışma koşullarına göre yaptıkları ek talep tahminlerini her yıl Mart ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler. Bu tahminlerin bildirilmediği durumlarda TEİAŞ’ta mevcut en son bilgilerin geçerli olduğu kabul edilir.
E.11.1.2.2 Aktif ve reaktif talep verileri
Dağıtım hatlarındaki kayıplar, dağıtım sistemine bağlı dengelemeye katılmayan ünitelerin üretimi hariç, iç ihtiyacını dağıtım sisteminden doğrudan karşılayan santralların bu ihtiyaçları ile ilgili aktif ve reaktif talep verileri dağıtım şirketi tarafından sağlanır.
Kullanıcı talep verileri;
Sistemin yaz ve kış maksimum puant ve minimum yüklenmesi ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından belirlenecek tarihlerdeki talep güçleri,
Kullanıcının kendi puant gününde ve saatinde en yüksek talep gücü,
Aylık olarak ayın en yüksek talep gücü,
ç) MWh olarak yıllık enerji talebi,
Dengelemeye tabi olmayan ve kullanıcı sistemine doğrudan bağlı ünitelerin net çıkış güçleri,
Talebin gerilim ve frekansa göre değişimi,
Talebin iletim sisteminde yarattığı harmonik bileşenleri ve genlikleri,
Talebinin iletim sisteminde yarattığı ortalama ve azami faz dengesizlikleri,
ğ) Günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri,
ı) Konut, ticarethane, resmi daire, okul, hastane, sanayi, tarımsal sulama ve tarife dışı aboneler için günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri (Ocak ayından başlayarak her üç ay bir mevsim olarak kabul edilecektir. Her mevsimle ilgili olarak; Cumartesi, Pazar, Pazartesi, Çarşamba günlerinin her birini temsil eden örnek gün için saatlik puant değerleri ve bu tüketici gruplarının aylık enerji tüketimleri ile günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri.),
olarak düzenlenir.
E.11.1.2.3 5 MVA’nın üzerindeki yükler
Kullanıcılar, 5MVA’nın üzerindeki talepler için ayrıntılı yük karakteristiklerini TEİAŞ’a bildirirler. Ark Ocakları, çelik işleme atölyeleri, metro ve demiryolları kataner besleme sistemleri, fliker, gerilim dalgalanmaları ile müşterileri etkileyebilen yükler bu gruba dahildir.
Bu tür yükler için gerekli veriler:
Periyodik değişim gösteren aktif ve reaktif enerji talepleri,
Değişimin periyodu,
ç) Talebin periyodik değişimi esnasında sabit kalan kısmı,
d) Arz yetersizliğinin ortaya çıkması durumunda, kullanıcı barasındaki çıkış geriliminin düşmesini önleyebilmek için aktif ve reaktif talepte yapılması gereken kesintiler,
e) Periyodik bir süre içinde maksimum aktif ve reaktif güç talepleri,
f)Periyodik süre içinde en yüksek enerji talebi.
E.11.1.3 Santral verileri
E.11.1.3.1 Genel
Kullanıcılar TEİAŞ’a bir önceki yıl, içinde bulunulan ve bu yılı izleyen on yıla ait verileri E.11.1.3.2, E.11.1.3.3 ve E.11.1.4’te belirtildiği şekilde bildirirler.
İletim sistemine bağlı üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirirler. İletim sistemine bağlı olmayıp, kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemine bağlı santrallar da TEİAŞ tarafından talep edilmesi durumunda bu bilgileri verirler.
Santral veya ünitenin iletim sistemine bir bara aracılığıyla direkt olarak bağlı olduğu durum için santral verileri,
Santral veya ünitenin iletim sistemine kullanıcı şebekesine veya dağıtım sistemi üzerinden bağlı olduğu durum için santral verileri.
E.11.1.3.2 Santral verileri
Santralın iletim sistemine bağlandığı noktanın coğrafi, elektriksel konumu ve gerilimi,
Santralın kurulu ve asgari çıkış gücü,
Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ç) Üretim programı.
Dağıtım sisteminin talebi hesaplanırken, dağıtım sistemine direkt olarak bağlı santralların ünite sayısı ve bunların toplam kapasitesi talepten düşülür.
E.11.1.3.3 Ünite verileri
Çıkış gücü ve gerilimi,
Güç faktörü,
Yıllık çalışma süresi,
ç) Yıllık enerji üretimi,
Üretim kapasitesi,
Sözleşmeye bağlanmış kapasite,
Yüklenme eğrisi,
Aktif ve reaktif iç tüketimi,
ğ) Atalet sabiti,
Kısa devre oranı,
ı) Dikey eksen transient reaktansı (x’d),
Dikey eksen sub-transient zaman sabiti (T”d),
j)Ana güç transformatörünün kapasitesi, pozitif bileşen reaktansı ve kademe ayarları,
k)Santralın emreamadelik çizelgesi,
l) Isı tüketimi (kcal/kwh),
m)Yakıt tüketimi (gr/kwh, ton/yıl, m3/kwh, m3/yıl),
Yakıt türü,
Yakıtın ortalama ısıl değeri (kcal/kg),
ö) Yardımcı yakıt türü ve miktarı,
Ünite türü ve türbin devir sayısı,
Birim yatırım ($/kW), sabit giderler ($/kW-ay), ve değişken işletme giderleri (cent/kwh),
Yıllık CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz emisyonları (gr/kwh),
ş) Emisyon kontrol tesisi kurulmadan önce belirlenen emisyon özellikleri (CO, CO2, CH4, NOx, SOx ve toz) (gr/kwh),
t) Elektrofiltre, bacagazı arıtma tesisi gibi, emisyon kontrol tesislerinin verimi (%).
E.11.1.3.4 Hidroelektrik santral verileri
Yukarıdaki veriler hidroelektrik santrallar için de hazırlanıp TEİAŞ’a bildirilir.
E.11.1.4 Santral verileri
E.11.1.4.1 Aylık santral işletme verileri (Gerçekleşen aya ait veriler, takip eden ayın ilk haftası sonuna kadar verilecektir.)
E.11.1.4.1.1 Termik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
Santral iç tüketimi(kWh)
Net üretim(kWh)
ç)Yakıt miktarı (Ton veya sm3)
E.11.1.4.1.2 Hidrolik santral verileri
Brüt üretim(kWh),
Santral iç tüketimi(kWh),
Net üretim(kWh),
ç) Gelen su miktarı (m3).
E.11.1.4.1.3 Jeotermal ve Rüzgar santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
E.11.1.4.2 Kısa dönem arz-talep projeksiyonu santral verileri (Bir sonraki yıla ait veriler, içinde bulunulan yılın Mart ayı sonuna kadar verilecektir.)
Proje üretimi (kWh)
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
ç) Net üretim(kWh
E.11.1.4.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda santral verileri (İçinde bulunulan yılın Şubat ayı sonuna kadar verilecektir.)
E.11.1.4.3.1 Bir önceki yıla ait aylık bazda termik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
ç) Yakıt miktarı(Ton/sm3)
E.11.1.4.3.2 Bir önceki yıla ait aylık bazda hidrolik santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
ç) Toplam gelen su miktarı(m3)
Gelen debi(m3/sn)
Enerjiye kullanılan su(m3)
Buharlaşma(m3)
Dolu savaktan bırakılan su(m3)
ğ)İçme ve kullanmaya verilen su(m3)
Dip savak ve sulamaya verilen su(m3)
ı) Sızıntı ve kayıplar(m3)
Kullanılan toplam su (m3)
Aybaşı / aysonu göl seviyesi (m)
Aybaşı/aysonu göldeki su miktarı (m3)
Su enerji oranı (m3/kWh)
E.11.1.4.3.3 Bir önceki yıla ait aylık bazda jeotermal ve rüzgar santral verileri
Brüt üretim(kWh)
İç tüketim(kWh)
Net üretim(kWh)
BÖLÜM 2
E.11.2 AYRINTILI PLANLAMA VERİLERİ
E.11.2.1 Şalt sahası ve kullanıcı sistemi verileri
E.11.2.1.1 Genel
Kullanıcılar sistemleri ile ilgili ayrıntılı bilgileri, E.11.2.1.2 ve E.11.2.1.11'de açıklandığı şekilde TEİAŞ’a bildirirler.
E.11.2.1.2 Kullanıcı sistemi şeması
Bara yapısı,
Hatlar, kablolar, transformatörler, kesici, ayırıcılar ile koruma ve ölçü sistemleri,
Faz sırası,
ç) Topraklama düzeneği,
Anahtarlama ve kilitleme düzenekleri,
İşletme gerilimleri,
Ekipmanın numaralandırma ve isimlendirme usul ve esasları.
E.11.2.1.3 Reaktif kompanzasyon sistemi verileri
Kullanıcı sistemindeki reaktif kompanzasyon tesisleri için aşağıdaki bilgiler hazırlanır:
Reaktif kompanzasyon sisteminin çıkışının sabit veya değişken olduğu,
Reaktif kompanzasyon sisteminin kapasitif ve/veya endüktif bölgelerdeki işletme aralığı,
Reaktif güç çıkışının kademe ayarları,
ç) Reaktif güç çıkışının otomatik kontrol özellikleri ve ayarları,
Reaktif kompanzasyon sisteminin kullanıcı sistemine bağlantı noktası.
E.11.2.1.4 Kullanıcı sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne etkisi
Kullanıcı, sisteminin iletim sisteminin kısa devre gücüne olan etkisinin incelenebilmesi için aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a bildirir:
Kullanıcı sistemine bağlı üniteler de dahil olmak üzere, bağlantı noktasındaki azami 3 faz-toprak kısa devre gücü,
Kullanıcı sistemine bağlı senkron jeneratör, elektrojen grupları ve/veya senkron/endüksiyon motor ve/veya şönt kapasitörlerden gelecek ilave 3 faz-toprak kısa devre gücü,
Kullanıcı sisteminin (+), (-) ve sıfır bileşen empedansları.
E.11.2.1.5 Sistem suseptansı
Kullanıcı, nominal frekanstaki kullanıcı sisteminin iletim sistemine bağlantı noktasındaki eşdeğer sistem suseptans bilgilerini TEİAŞ’a verir. Bu bilgiler, normal koşullarda kablo şebekesinin entegre parçası olan ve kablodan bağımsız olarak hizmet dışı olmayan şönt reaktörler hakkında bilgileri de içerir. Bu bilgilere aşağıdakiler dahil değildir:
Kullanıcı sistemindeki bağımsız reaktif kompanzasyon tesisleri,
E.11.2.3.2'de belirtilen aktif ve reaktif güç ek talep verilerindeki kullanıcı sisteminin suseptansı.
E.11.2.1.6 Bağlantı empedansı
Kullanıcılar, sistemleri ile ilgili, eşdeğer direnç, reaktans ve şönt suseptansları içeren değerleri TEİAŞ’a verirler. Bu değerlerin TEİAŞ tarafından düşük bulunması durumunda eşdeğer empedans ile ilgili daha ayrıntılı bilgi veya kullanıcı sistemi eşdeğer empedansının direnç bileşeni kullanıcıdan istenebilir.
E.11.2.1.7 Talep aktarma
Talebin, iletim sistemindeki birden fazla noktadan birlikte karşılanması durumunda, bu noktaların herbirindeki taleplerin toplam talebe oranları kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir. Ayrıca, arıza ve bakım çalışmaları esnasında bu talepler üzerinde elle veya otomatik olarak yapılan talep aktarma işlemleri ve bu işlemler için gerekli süreler kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.
Talebin, iletim sistemindeki alternatif noktalardan beslenebilmesinin mümkün olması durumunda, talebin bu alternatif noktalara aktarılma olanakları ve aktarılma süreleri kullanıcı tarafından TEİAŞ’a bildirilir.
E.11.2.1.8 Sistem verileri
Kullanıcı, yüksek gerilim sistemi ile ilgili olarak aşağıdaki verileri sunar.
Sistem parametreleri:
Nominal gerilim (kV),
İşletme gerilimi (kV),
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen suseptansı.
Yüksek gerilim şebekesi ile kullanıcı şebekesi arasında transformatörler:
MVA kapasitesi,
Gerilim oranı,
Sargıların bağlantı şekli,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Kademe ayar aralığı,
Kademe adımı sayısı,
Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD.
Santrallar da dahil olmak üzere, iletim sistemi bağlantı noktasına bağlı primer fider donanımı:
Nominal gerilim (kV),
Nominal akım (A),
Nominal kısa devre kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kesme akımı, 1-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, 3-faz (kA),
Nominal yük kesme akımı, tek-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, 3-faz (kA),
Nominal kısa devre kapama akımı, tek-faz (kA).
E.11.2.1.9 Koruma sistemi verileri
Kullanıcı, bağlantı noktasındaki koruma sistemi ve ayarları ile ilgili olarak aşağıdaki bilgileri TEİAŞ’a verir.
Kullanıcı şebekesindeki röleler ve koruma sistemleri hakkında, ayarları da dahil olmak üzere, kapsamlı bilgileri,
Kullanıcı şebekesindeki tekrar kapama teçhizatı ile ilgili kapsamlı bilgileri,
Ünite, ünite transformatörleri, start-up transformatörleri ve iç ihtiyaç transformatörleri ile bunlara ilişkin bağlantılardaki röleler ve koruma sistemlerinin, ayarları da dahil olmak üzere kapsamlı bilgileri,
ç) Bir kesicisi olan ünite çıkışlarında elektrik arızası giderilme süreleri,
Kullanıcı şebekesindeki arızaların giderilme süreleri.
E.11.2.1.10 Topraklama verileri
Kullanıcı, şebekesi üzerindeki topraklama sisteminin, empedanslar da dahil olmak üzere, hesaplama ve ölçümlerle ilgili verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.1.11 Geçici aşırı gerilim verileri
İzolasyon koordinasyonu çalışmaları için TEİAŞ tarafından aşırı gerilim incelemesi yapılması gerekir. Kullanıcı, TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde, iletim bağlantı noktasına ilişkin kendi sistemi için hesapladığı ark empedansı değerlerini ve bu hesaplamaların ayrıntılarını sunar. TEİAŞ, gerekmesi durumunda, tesis ve/veya teçhizatın fiziksel boyutları ve iletim sistemine doğrudan bağlı teçhizatın ve koruma araçlarının özellikleri ile ilgili daha ayrıntılı bilgi talep edebilir.
E.11.2.2 Talep verileri
E.11.2.2.1 Genel
Kullanıcılar, talep ile ilgili olarak, bir önceki ve içinde bulunan yılda gerçekleşen, ve takip eden on yıl için beklenen bilgileri E.11.2.2.2 ve E.11.2.2.3’de belirtildiği şekilde TEİAŞ’a bildirir.
Kullanıcılar, yılın farklı dönemlerindeki toplam talebin doğru olarak belirlenebilmesi için talep tahminlerindeki değişimleri gösteren ek talep tahmini verilerini TEİAŞ’a verir.
E.11.2.2.2 Kullanıcının aktif ve reaktif güç talebi
Kullanıcı sisteminde yer alan ve dengelemeye tabi olmayan santralların üretimleri çıkarıldıktan sonra geriye kalan talep değerleri aşağıdaki şekilde saatlik bazda her gün için verilir:
Kullanıcı sisteminde aktif güç puantının oluştuğu tarih,
Kullanıcı sisteminde minimum aktif gücün oluştuğu tarih,
E.11.2.2.3 Müşteri talep yönetimi verileri
Kullanıcıdan kaynaklanan nedenlerle aktif ve reaktif talepte yapılan talep düşümü, bu düşümü gerçekleştirmek için düşümden önce tüketicilere yapılan bildirimler, talep düşümlerinin süreleri ve yıl içindeki talep düşümlerinin toplam sayısı TEİAŞ’a verilir. Bu talep düşümlerinin süre ve sayı bakımından kabul edilebilir düzeyde olup olmadığı hususunda inceleme ve değerlendirme yıl sonunda TEİAŞ tarafından yapılır. Bu incelemenin sonuçları TEİAŞ tarafından dağıtım şirketine bildirilir.
E.11.2.3 Santral verileri
E.11.2.3.1 Genel
50 MW ve üzerinde ünite veya 100 MW ve üzerinde toplam kurulu gücü olan santrallara sahip üreticiler, E.11.2.3.2’den E.11.2.3.9'a kadar belirtilen bilgileri TEİAŞ’a verir.
E.11.2.3.2 Ek talep
Ünitenin nominal yükte iç ihtiyaç yükü,
Ünitenin iç ihtiyacının iletim veya dağıtım sisteminden sağlanması durumunda, ünite gücü ile birlikte, ünitenin ek iç ihtiyaç gereksinimi de belirtilmelidir.
E.11.2.3.3 Ünite parametreleri
Nominal çıkış gerilimi (kV),
Nominal görünür çıkış gücü (MVA),
Nominal aktif çıkış gücü (MW),
ç) Minimum aktif güç (MW),
Kısa devre oranı,
Dikey eksen senkron reaktansı: (Xd),
Dikey eksen transient reaktansı: (Xd),
Dikey eksen sub-transient reaktansı: (Xd),
ğ) Dikey eksen transient zaman sabiti: (Td),
Dikey eksen sub-transient zaman sabiti: (Td),
ı) Yatay eksen senkron reaktansı: (Xq),
Yatay eksen transient reaktansı: (Xq),
Yatay eksen sub-transient reaktansı: (Xq),
Yatay eksen transient zaman sabiti: (Tq),
Yatay eksen sub-transient zaman sabiti: (Tq),
Stator zaman sabiti: (Ts),
Stator direnci: (Rs),
Stator kaçağı reaktansı: (Xls),
ö) Turbojeneratör atalet sabiti (MWsan/MVA) - (H),
Nominal ikaz akımı: (If),
r) Üreticilerin uygunluk sertifikasından %10 luk basamaklarla alınan nominal gerilimin % 50 ile %120 arasındaki aralığa karşılık gelen değerler kullanılarak ünite terminali ve gerilimi ile ikaz akımı (If) açık devre doyma eğrisi.
E.11.2.3.4 Yükseltici transformatör parametreleri
Nominal görünür güç (MVA),
Gerilim değişim oranı,
Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen direnci,
ç) Sargıların azami, asgari ve nominal kademeleri de dikkate alınarak hesaplanan pozitif bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen reaktansı,
Kademe ayar aralığı,
Kademe adımı sayısı,
Kademe değiştirici türü: yükte veya boşta,
ğ) Kademe değiştirici tipi: anolog, sayısal, BCD
Bağlantı grubu.
E.11.2.3.5 İç ihtiyaç transformatörü parametreleri
Nominal görünür güç ( MVA),
Gerilim değişim oranı,
Yüksek gerilim tarafında ölçülen sıfır bileşen reaktansı.
E.11.2.3.6 İkaz kontrol sistemi parametreleri
İkaz devresi DC kazancı,
Nominal ikaz gerilimi,
Asgari ikaz gerilimi,
ç) Azami ikaz gerilimi,
Artan ikaz gerilimi azami değişim hızı,
Azalan ikaz gerilimi asgari değişim hızı,
İkaz devresi blok diyagramı,
Aşırı ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
ğ) Düşük ikaz sınırlayıcısı dinamik özellikleri,
Güç sistemi dengeleyicisi (PSS) parametreleri.
E.11.2.3.7 Tekrar kızdırıcı sistemi gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
YB (Yüksek basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
YB kontrol valfı zaman sabiti,
ç) YB kontrol valfı açılma sınırları,
YB kontrol valfı hız sınırları,
Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti,
OB (Orta basınç) hız regülatörü ortalama kazancı MW/Hz,
OB hız regülatörü ayarlama aralığı,
ğ) OB kontrol valfı zaman sabiti,
OB kontrol valfı açılma sınırları,
ı) OB kontrol valfı hız sınırları,
YB ve OB hız regülatörü devresindeki ivmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları,
Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11.2.3.8 Tekrar kızdırıcısız gaz türbini birimleri için hız regülatörü parametreleri
Hız regülatörü ortalama kazancı,
Hızlandırıcı motor ayarlama aralığı,
Buhar veya yakıt kontrol valfı zaman sabiti,
ç) Kontrol valfı açılma sınırları,
Kontrol valfı hız sınırları,
Türbin zaman sabiti,
Hız regülatörü blok diyagramı.
E.11. 2.3.9 Hidroelektrik gruplar için hız regülatörü parametreleri
Hız regülatörü kalıcı düşüşü,
Hız regülatörü geçici düşüşü,
Hız regülatörü zaman sabiti,
ç) Filtre zaman sabiti,
Servo zaman sabiti,
Giriş hız sınırı,
Maksimum giriş sınırı,
Minimum giriş sınırı,
ğ) Su girişi zaman sabiti,
Türbin kazancı,
ı) Türbin kaybı,
Yüksüz akış.
E.11.2.3.10 Santral esneklik performansı
Ünite için soğuk yol verme yüklenme hızı,
Ünite için ılık yol verme yüklenme hızı,
Senkronizasyonu izleyen blok yük,
ç)Nominal kapasiteden yük düşme hızı,
Kontrol aralığı,
Yük atma yeteneği.
E.11.2.4 Ek veriler
E.11.2.4.1 Genel
TEİAŞ, gerekmesi durumunda, sistem etüdleri için kullanıcılardan ek veriler talep edebilir.
EK 12
GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYAR PROSEDÜRÜ
E.12.1 AMAÇ VE KAPSAM
Konvansiyonel ünitelerde Güç Sistemi Dengeleyicisi (PSS) tesis edilmesinin amacı, iletim sisteminde meydana gelen salınımları sönümlendirmek, bu sayede de sistemin güvenli, güvenilir ve kararlı işletimine katkı sağlamak, aynı zamanda ülkeler arası elektrik enerjisi ticareti hacmini arttırmaktır.
Bu Prosedür’ün kapsamı içerisinde yer alan bilgisayar simülasyonlarına dayalı analizler en önemli süreçlerden biri olup, jeneratör, ikaz sistemi ve otomatik gerilim regülatörüne (AVR) ilave bir kontrol döngüsü olan PSS’in modellenmesi ve saha testleri ile doğrulanması gerekir.
PSS performans dinamik analizlerinin bilgisayar ortamında gerçekleştirilebilmesi için bu ekin E.12.2, E.12.3. ve E.12.4. kısımlarında belirtilen verilerin tamamının TEİAŞ’a verilmesi gereklidir. PSS ayar prosedürü 3 aşamadan oluşur:
Jeneratör ve ikaz sistemi (AVR+PSS) ile ilgili verilerin ve doğrulanmış modellerin TEİAŞ’a verilmesi,
PSS ayarlarının yapılması,
PSS doğrulama testlerinin yapılması ve ilgili raporun TEİAŞ’a sunulması.
E.12.2 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK JENERATÖR VERİLERİ
Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen jeneratör verileri Tablo-E.12.1’de verilmektedir.
Tablo-E.12.1- Üretim Tesislerinden Talep Edilen Jeneratör Verileri
Tablo-E.12.1’de listelenen veriler, TEİAŞ tarafından gerçekleştirilecek generator ikaz sistemleri ile ilgili tüm dinamik analiz çalışmalarında kullanılan dq0 düzlemindeki altıncı seviye senkron jeneratör modelini oluşturmak için talep edilmektedir. Söz konusu veriler konvansiyonel üretim tesisindeki ünite gücü 75 MW veya üzerinde olan her bir ünite için talep edilmektedir. Tablo-E.12.1’de verilen zaman sabitlerinin ve reaktansların yerine, dq0 düzlemindeki eşdeğer devre elemanlarının (dq0 düzlemindeki eşdeğer sargılar için, öz direnç, öz endüktans ve müşterek endüktans değerleri) değerlerinin sağlanması da mümkündür.
E.12.3 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK GRUP TRANSFORMATÖRÜ VERİLERİ
Konvansiyonel üretim tesislerinden ünite başına kurulu gücü 75 MW’ın üzerinde bulunan her bir ünite için talep edilen Grup Transformatörü Verileri Tablo-E.12.2’de verilmektedir.
Tablo-E.12.2 - Üretim Tesislerinden Talep Edilen Grup Transformatörü Verileri
E.12.4 KONVANSİYONEL ÜRETİM TESİSLERİNDEN TALEP EDİLECEK İKAZ SİSTEMLERİ VERİLERİ
Sistem kararlılık analizleri için, konvansiyonel üretim tesislerinden, Otomatik Gerilim Regülatörü (AVR) ve Güç Sistemi Dengeleyicilerinin (PSS) IEEE standart modellerine karşılık gelen blok diyagramları ve bu diyagramlardaki parametrelere karşılık gelen ilgili değerlerin; ilgili santral işleticisi tarafından TEİAŞ’a bildirilmesi gerekmektedir.
E.12.5 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ (PSS) AYARLARININ YAPILMASI
PSS ayarları, işletme sırasında ortaya çıkabilecek 0.1–4.0 Hz frekans bandındaki tüm elektromekanik salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde yapılır. Bu amaçla, PSS ayarları, işletme sırasında oluşabilecek bölgeler arası salınım, lokal salınım, makineler arası salınım ve torsiyonel şaft salınım modları tahrik edilmeyecek şekilde ve aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterleri gözetilerek yapılmalıdır .
PSS için saha testleri öncesinde; doğrulanmış ikaz sistemi, generatör ve sistem modeli kullanılarak, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygun parametre seti belirleme çalışması yapılmalıdır. Bu çalışma sonucunda PSS için önerilen parametre seti ve bu ekin E.12.2, E.12.3, E.12.4 maddelerinde belirtilen veriler TEİAŞ’a raporlanmalıdır. Buna mütakip yapılacak olan PSS ayar çalışması saha testleri öncesinde TEİAŞ bilgilendirilmeli ve uygun bir zaman belirlenmelidir. TEİAŞ gerek görmesi halinde saha testlerinde gözlemci bulundurabilir. Ayar çalışmaları sırasında gerçekleştirilen saha testi ve bilgisayar simulasyonu sonuçlarının, aşağıdaki a, b, c ve d maddelerinde belirtilen asgari ayar kriterlerine ve bu ekte belirtilen performans şartlarına uygunluğu TEİAŞ’a raporlanır. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışmanın tekrar edilmesini talep edebilir.
PSS giriş sinyallerini filtreleyen temizleme filtre zaman sabitleri ilgili modlar için efektif bir değere çekilir. (10 saniyeden daha küçük zaman sabitleri seçilmesi önerilmektedir.)
Yukarıdaki aşama tamamlandıktan sonra, PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonunun faz karakteristikleri, 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı içerisinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile düzeltilir. (Şekil-E.12.1’de gri taralı bölge).
Söz konusu ünite için tehlikeli bir şaft salınım modunun olduğu durumlarda, 1’de belirtilen faz karakteristiklerinin 0,1 – 4,0 Hz frekans bandı dahilinde ±30o aralığında olacak şekilde, PSS ile ayarlanmış olması ikaz sistemi üreticisinin sorumluluğundadır.
Şekil-E.12.1 - PSS+AVR+İkaz Sistemi+Jeneratör Faz Karakteristiği için Önerilen Bölge (Elektriksel Güç / Rotor Hızı Transfer Fonksiyonu İçin)
c) Şekil-E.12.1’de belirtilen faz karakteristiklerine uygun ayarlar yapıldıktan sonra, PSS kazancı, en zayıf iletim sistemi şartlarında, en baskın (sanal kısım/reel kısım oranı en büyük olan) lokal salınım modları için sönümleme oranı (ζ), 0,707 ≤ ζ < 1 olacak şekilde ayarlanır. Ayarlanan PSS kazanç değeri, PSS maksimum kazancının (belirtilen bode diyagramında fazın -360 derece olduğundaki kazanç değeri) minimum 10 dB altında olmak zorundadır. Yani PSS kazanç değeri, maksimum PSS kazanç değerinin 1/3’ünü geçmemelidir. Saha testleri sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi, jeneratör ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, TEİAŞ tarafından onaylanmak kaydıyla, ikaz sistemi üreticisinin ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının belirleyeceği güvenli değere düşürülebilir.
Ç) PSS tasarımının, ikaz sistemine giden PSS çıkış sinyalinin, ünitenin geçici kararlılığını olumsuz etkilemeyecek şekilde sınırlandırılabilir olmasına imkan sağlaması gerekmektedir. Söz konusu limit değerleri de ikaz sistemi üreticisi (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanı) tarafından belirlenir. PSS açık durumda iken, hem giriş sinyallerinde hem de çıkış sinyalindeki limit değerinin 0’dan büyük olması gerekmektedir. (PSS çıkış sinyali limiti için tipik değer ±0,05 pu dur.)
E.12.6 GÜÇ SİSTEMİ DENGELEYİCİSİ DOĞRULAMA TEST PROSEDÜRÜ
Bölüm E.12.5’de yer alan ayar çalışmalarına dair raporların TEİAŞ’a sunulup, uygun bulunmasını müteakip doğrulama testleri bu bölümde yer alan prosedürler çerçevesinde gerçekleştirilir. Doğrulama test çalışmalarının yapılacağı tarih en az 1 hafta öncesinden TEİAŞ’a bildirilir. TEİAŞ isterse bu çalışmalar esnasında gözlemci bulundurabilir.
E.12.6.1 Ön Gereksinimler
Güç sistemi dengeleyicisi performans doğrulama testleri öncesinde, testleri gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanının, asgari olarak, aşağıdaki ekipman, yazılım ve yetkilere sahip olması gerekir:
AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde 0 pu – 0,05 pu aralığında 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir gerilim değişimine karşılık gelen basamak fonksiyonu değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
AVR gerilim ayar değerinde, jeneratör terminallerinde, 0 pu – 0,02 pu tepe değeri aralığında, 0,001 pu çözünürlüğünde ayarlanabilir saf sinüs ya da 1/fα tipi gerilim değişimine karşılık gelen değişiklik yapabilmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
Frekans tepkisi testlerini gerçekleştirebilmek ve test sonuçlarını gözlemleyebilmek için, asgari 0,1 – 10 Hz bandında çalışabilen bir spektrum analizörü donanımı ve/veya yazılımı.
ç) Test sonuçlarını sayısal ortamda depolamak için, asgari olarak; 12.6.2. maddesinde kaydı zorunlu olarak yer alan 8 farklı sinyali, ilgili her sinyal için 0,001 pu çözünürlüğünde ve 10 ms örnekleme zamanında kayıt edebilme imkânına sahip donanım ve/veya yazılım.
Test sırasında, ilgili sinyallerdeki değişiklikleri gözlemleyebilmek amacıyla, asgari iki kanallı bir osiloskop.
Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, PSS’in ikaz sistemine giden girişini iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
Test sırasında oluşabilecek acil durumlarda, otomatik gerilim regulatörü girişindeki test sinyalini (basamak fonksiyonu, saf sinüs ya da 1/fα tipi test sinyali) iptal etmek için yeterli donanım ve/veya yazılım.
PSS’in bütün yardımcı ekipmanlarının (ölçüm transdüserleri, alarm ve uyarı sistemleri) tam ve çalışır durumda olması.
ğ) Testi gerçekleştirecek ikaz sistemi uzmanı için,
İkaz sistemi donanımı üzerinde
İkaz sistemi yazılımı üzerinde
Jeneratör koruma sistemi üzerinde
AVR ve PSS parametreleri üzerinde;
değişiklik yapma yetkisi ve sorumluluğu bulunmalıdır.
E.12.6.2 Test Yöntemi
PSS performans doğrulama testleri, ilgili ünitenin ikaz sistemi üreticisi ya da ilgili ikaz sistemi üreticisinin onayladığı bir ikaz sistemi uzmanı tarafından yapılır. Üretim tesisi personelinin ve/veya testi yapacak ikaz sistemi uzmanlarının test ile ilgili yazılım ve donanım ile ilgili tüm ön hazırlıkları tamamlamış ve teste hazır olmaları gerekmektedir.
Aşağıdaki sinyallerin, daha sonra yapılacak analiz çalışmaları için bütün testlerde kaydedilmesi gerekmektedir.
Ünite aktif gücü
Ünite reaktif gücü
İkaz gerilimi
ç) İkaz akımı
PSS çıkış sinyali
Jeneratör terminal gerilimi
Jeneratör armatür akımı (isteğe bağlı)
Şebeke frekansı
ğ) Rotor hızı (isteğe bağlı, eğer uygunsa)
Gerilim referans değeri (uygulanan değişiklik sinyali ile birlikte)
Testlerin sonunda E.12.7 bölümünde belirtildiği şekilde Performans Doğrulama Raporu TEİAŞ’a sunulur.
E.12.6.2.1 Basamak Fonksiyonu Tepkisi (Step Response) Testleri
PSS’in lokal salınımların sönümlendirilmesine katkı sağlayıp sağlamadığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde ±%2 (ya da ±%3) basamak fonksiyonu değişiklik yapılarak bu prosedür’ün 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Te stler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
BYTM ve MYTM’den gerekli izinler alınmalıdır. Ünite testler sırasında frekans kontrolüne katılmaması gerektiğinden hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır.
TEİAŞ tarafından onaylanan PSS ayar değerleri PSS’e yüklenir.
c)Ayrıca TEİAŞ’ın talep etmesi halinde, ünite şebekeye senkron olmadan (jeneratör devre kesicisi açıkken) anma hızında dönerken ve anma geriliminde ikazlanmış durumda iken, PSS ayar çalışmaları sırasında kullanılan jeneratör ve ikaz modelini doğrulamak amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak yukarıda belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Bu test sırasında PSS kapalı konumda olmak zorundadır.
ç) PSS kapalı konumda iken, ünite nominal aktif gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir.
d) Basamak fonksiyonu tepkisi testlerine başlamadan önce testler esnasında kullanılacak kazanç değerini belirlemek üzere, PSS kazancı 0’a çekilir ve PSS aktif konuma getirilir. Daha sonra, ünite davranışı gözlenerek, PSS kazancı daha önce TEİAŞ’a raporlanan değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller ve ünite davranışı 1 dakika boyunca gözlenerek, gürültü amplifikasyonu ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim olmadığından emin olunur. Test sırasında, yüksek PSS kazancı nedeniyle, gürültü amplifikasyonu gerçekleştiği takdirde ya da ikaz sistemi ve PSS arasında etkileşim görüldüğü takdirde, PSS kazanç değeri, daha fazla arttırılmaz ve bu nokta maksimum PSS kazancı olarak kaydedilir. E.12.5, c) maddesinde belirtildiği gibi PSS kazanç değeri, PSS kazancı ile maksimum kazanc arasındaki fark minimum 10 dB olacak şekilde ikaz sistemi üreticisinin (ya da ikaz sistemi üreticisinin onayladığı ikaz sistemi uzmanının) belirleyeceği güvenli değere ayarlanır.
e) Kazanç testlerinde herhangi bir olumsuz durumla karşılaşılmadığı takdirde, test prosedürü basamak fonksiyonu tepkisi testi ile devam eder. Bu testin amacı, PSS’in ilgili ünitenin lokal salınımının sönümlendirilmesine sağladığı katkının gözlenmesidir. Bu nedenle, basamak fonksiyonu tepkisi testleri,PSS kapalı konumda iken ve PSS açık konumda iken ayrı ayrı yapılır.
İlk olarak, PSS kapalı konumda iken, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) step değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Daha sonra, PSS açık konuma alınır ve PSS kazancı azami güvenli değere kadar, 5 eşit adımda arttırılarak getirilir. Her kazanç adımı için, ikaz sistemi gerilim referans değerinde %2 (ya da %3) basamak fonksiyonunda değişiklik yapılarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Sonuçların değerlendirilmesi aşamasında, PSS kapalı iken yapılan ve PSS açık iken yapılan basamak tepkisi test sonuçları aynı ölçekte çizilir. PSS açık konumda iken, PSS kapalı iken alınan sonuçlara kıyasla, ünite aktif gücündeki salınımların daha yüksek bir sönümleme oranı ile sönümlenmiş olması en temel beklenti olmakla birlikte, aktif güç salınımlarının 2-3 salınım periyodu içinde sönümlenmiş olması tatmin edici bir sonuçtur. Test sonuçları değerlendirilirken, aktif güç salınımları iyi sönümleniyor olsa bile, ünite reaktif gücünde, ikaz geriliminde, ya da ikaz akımında sönümlenmeyen periyodik salınımların ya da gürültü bileşeninin bulunmaması gereksinimi de dikkate alınmalıdır.
E.12.6.2.2 Frekans Tepkisi (Frequency Response) Testleri
PSS’in 0,1–3,0 Hz aralığındaki salınımların sönümlendirilme oranını arttıracak şekilde ayarlandığını gözlemlemek amacıyla, ikaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, beyaz gürültü ya da 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüzoidal test sinyali uygulanarak bu dokümanın 12.6.2 maddesinde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. 0,1 – 4,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak tekrarlanan testler yerine, bütün frekans bileşenlerini içeren 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) uygulanarak da benzer testler gerçekleştirilebilir.
Test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5 – 3,0 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline Hızlı Fourier Dönüşümü (FFT) uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken alınan test sonuçlarında, PSS’in kapalı olduğu durumda alınan test sonuçlarına kıyasla salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi İşletme Müdürlüğü’nden gerekli izinler alınır. PSS kapalı konumda iken ünite şebekeye senkronlanır ve anma gücünün %90’ı ile %100’ü arasına getirilir. Bu test sırasında, test sonuçlarının tam anlamıyla değerlendirilebilmesi için, ünite hiçbir şekilde primer frekans kontrolüne katılmamalıdır.
İkaz sistemi gerilim referans değerine, terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 pu tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde, ya 1/fα tipi test sinyalleri (beyaz gürültü ya da pembe gürültü) ya da 0,1 – 3,0 Hz bandı içerisinde değişen frekanslarda saf sinüs test sinyali uygulanarak (bu durumda testler 0,1 Hz, 0,2 Hz, 0,3 Hz, 0,4 Hz, 0,5 Hz, 0,6 Hz, 0,7 Hz, 0,8 Hz, 0,9 Hz, 1 Hz, 1,25 Hz, 1,5 Hz, 2 Hz, 2,5 Hz, 3 Hz, 3,5 Hz ve 4 Hz frekanslarındaki saf sinüs test sinyali için tekrarlanacaktır) bu ekin 19.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir. Test sırasında, uygulanan test sinyalinin genliği sıfırdan başlayarak terminal geriliminde en az 0,001 pu en çok da 0,02 tepe değeri değişiklik yaratacak şekilde yavaş yavaş arttırılmalıdır. Kayıt işlemi, terminal gerilim değişikliklerinin değeri ayarlandıktan sonra başlamalıdır. Her adımda, ilk olarak PSS kapalı konumda iken test gerçekleştirilir. Daha sonra, PSS kapalı iken uygulanan sinyalin genliği değiştirilmeden PSS açık konuma getirilir. Özellikle saf sinüs test sinyalinin uygulandığı durumlarda, lokal salınım modlarının bulunduğu 0,8 Hz – 2 Hz arasında sinyal genliği arttırılırken ünite aktif gücündeki salınımların şiddetine azami dikkat edilmelidir. Herhangi beklenmeyen bir durumda, acilen test sinyalinin uygulanmasının durdurulup, PSS’in kapalı konuma getirilmesi önerilir.
Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, 0,1 – 0,5 Hz frekans bandındaki salınımlar için terminal gerilimi sinyaline, 0,5-4 Hz frekans bandındaki salınımlar için de ünite aktif gücü sinyaline FFT uygulanır. Başarı kriteri, ilgili salınımlar için (gerilim ya da aktif güç) PSS açık konumda iken salınımların şiddetinin azalmış olmasıdır.
E.12.6.2.3 Hızlı Yükleme Testleri
Testler sırasında aşağıda belirtilen prosedür izlenir:
Bölge Yük Tevzi Merkezi ve Milli Yük Tevzi Merkezinden gerekli izinler alınır. Ünite testler sırasında primer ya da sekonder frekans kontrolüne katılmayacağı için hız regulatöründe gerekli düzenlemeler yapılır. PSS açık konumda iken, ünite minimum kararlı üretim düzeyine getirilir.
Ünite nominal aktif gücüne gelene kadar, üreticilerin belirlediği azami MW/saniye oranıyla yüklenir, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
Ünite minimum kararlı üretim düzeyine gelene kadar, azami MW/saniye oranıyla yük atar, bu ekin 12.6.2 bölümünde belirtilen sinyaller gözlenir ve kayıt edilir.
ç) Testler tamamlanıp verilerin sağlıklı bir şekilde kayıt edildiğinden emin olunduktan sonra, test sonuçlarının değerlendirilmesi esnasında, ünite yük alıp atarken büyük ölçekte reaktif güç salınımlarının gözlenmemesi beklenir. Aksi takdirde, PSS tasarımı gözden geçirilmelidir. Bu durum, özellikle hidroelektrik santrallarda tek girişli (delta P tipi) PSS kullanıldığı zaman sıklıkla görülmektedir. Bu nedenle, çift girişli (aktif güç ve frekans girişli), hızlandırıcı gücün integrali felsefesine sahip bir PSS tasarımı kullanılması önem taşımaktadır.
E.12.7 ASGARİ PERFORMANS ŞARTLARI
Üretim tesisinin/tesislerinin Güç Sistemi Dengeleyecilerinin başarı kriteri; söz konusu ünitelerin her birinin, E.12.6’da verilen Test prosedürüne göre yapılacak testler sonucunda, yine aynı bölümde yer alan performans şartlarını sağlamasıdır. Söz konusu ünitelerde gerçekleştirilen testler sırasında veya sonrasında, belirtilen performans şartlarını sağlamak amacıyla, daha önceden TEİAŞ’a raporlanmış güç sistemi dengeleyicisi ayar değerlerinde değişiklik yapılabilir. Üretim tesisinin başarı kriterine esas olan ayar değerleri, saha testleri ile doğrulanmış değerlerdir. Onay aşamasında veya sonrasında TEİAŞ kendisine raporlanandan daha farklı bir parametre seti önerebilir veya çalışma tekrar edilmesini talep edebilir.
Performans doğrulama raporlarında, asgari olarak aşağıdaki analiz ve test sonuçlarının bulunması gerekmektedir.
Üretim tesisi ile ilgili veriler (bu ekin 2, 3 ve 4. kısımlarında belirtilen veriler)
Not: Performans doğrulama raporlarında, PSS ve ikaz sistemi için performans doğrulama testleri sonucunda kesinleştirilmiş parametre değerlerinin verilmesi gerekmektedir.
Aşağıdaki maddelerde açıklanan Bode Diyagramları;
PSS devre harici iken (kapalı konumda iken), otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin gerilim referans değeri (AVR girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin terminal gerilimi olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için, kazanç ve faz karakteristikleri.
PSS devrede iken (açık konumda iken), PSS, otomatik gerilim regulatörü, ikaz sistemi ve jeneratör için; giriş sinyali ilgili ünitenin rotor hız ölçümü (PSS girişi), çıkış sinyali de ilgili ünitenin aktif gücü olarak tanımlanmış transfer fonksiyonu için kazanç ve faz karakteristikleri.
Bu ekin 6. kısmında belirtilen metodolojiye uygun olarak gerçekleştirilmiş adım tepkisi, frekans tepkisi ve hızlı yükleme testi sonuçları.
ç) Saha ölçümleri ve bilgisayar modelinin uyumluluğunu gösteren doğrulama çalışması ile ilgili sonuçlar.
Doğrulanmış model kullanılarak gerçekleştirilen modal analiz sonuçları ile bölgeler arası salınım modunun (~0.15 Hz) sönümleme oranının (ζ), PSS açık ve kapalı durumda değişimi.
e) PSS açık ve kapalı durumda gerçekleştirilen 1 saatlik gerilim ve aktif güç sinyalleri ölçümlerinin frekans spektrumunu gösteren grafik.
EK 13
JENERATÖR YÜKLENME EĞRİSİ
EK 14
ÜRETİM PLANLAMA PARAMETRELERİ
Aşağıdaki veriler dengeleme ve uzlaştırmaya taraf ünite ve/veya bloklar için hazırlanır:
1) Senkronizasyondan çıkan üniteyi ve/veya bloğu tekrar senkronize edebilmek için gerekli minimum süre,
2) Üretim tesisindeki farklı üniteler arasında veya kombine çevrim gaz türbini bloğu içindeki bir gaz türbini ve çevrim ünitesi arasında veya iki blok arasındaki minimum senkronizasyon süresi,
3) Senkronizasyon esnasında kombine çevrim gaz türbini bloğunda, blok yük olarak tanımlanan minimum üretimi,
4) Aşağıdaki koşullar için ünite ve/veya bloğun senkronizasyonunda maksimum yüklenme oranları;
Sıcak
Ilık
Soğuk
5) Boşta en kısa çalışma süresi,
6) Aşağıdaki koşullar için, ünite ve/veya blok maksimum yük düşme oranları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
7) Aşağıdaki koşullar için, yıllık izin verilen maksimum çalışma şartları;
a) Sıcak
b) Ilık
c) Soğuk
EK 15
FREKANSA KARŞI ÇIKIŞ GÜCÜ GEREKLİLİĞİ
(1) Şebeke frekansının 49,5 Hz – 50,5 Hz aralığında olması durumunda, çıkış gücünün %100’lük sabit değeri korunmalı, ilave her %1’lik frekans düşüşü karşılığında ise en fazla %1’lik çıkış gücü düşüşü oluşmalıdır. Bu gereklilik, gaz türbinleri için 25 0C (77 0F)’nin altındaki tüm ortam sıcaklıklarında geçerlidir.
(2) Sistem frekansının düşmesi ile birlikte azalan türbin hızı nedeniyle gaz türbinlerinin aktif güç çıkışındaki düşüşün grafikte belirtilen doğrusal kararteristiğin altına düşmemesi için gereken önlemler alınmalıdır.
EK 16
ÖNEMLİ OLAY BİLDİRİM FORMATI
Önemli olayın saati ve tarihi,
Önemli olayın yeri,
Önemli olayın meydana geldiği tesis ve/veya teçhizat,
Önemli olayın özet açıklaması,
Hizmete dönüşün/toparlanmanın tahmini veya gerçekleşen saati ve tarihi,
Kesintiye uğramış arızalı/üniteleri ve kesintinin süresi,
Önemli olaydan kaynaklanan, devredeki ünitelerin emreamade olma durumunda şebekede ortaya çıkan azalma.
EK 17
YAN HİZMETLER PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
E.17.A. PRİMER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri üç aşamadan oluşmaktadır. Bu aşamalar, aşağıda E.17.A.1, E.17.A.2 ve E.17.A.3 bölümlerinde açıklanan Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi, Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi ve Doğrulama Testidir. Primer Frekans Kontrolüne katılacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili üretim tesisinde birden çok ünite bulunuyorsa primer frekans kontrol performans testleri bu hizmete katılmakla yükümlü her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin primer frekans kontrol performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanacak test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir..
(2) Testler sırasında talep edilen dokümanların yanında, primer frekans kontrol fonksiyonlarının gösterimi amacıyla ünite kontrol sistemlerinin, özellikle de türbin hız regülatörü ile kazan kontrol sistemi arasındaki işleyişin, basitleştirilmiş blok şemaları santral personeli tarafından sağlanmalıdır. Elde edilen blok şemalar ve test sinyalinin uygulama noktaları test raporunda belirtilmelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında ünite tipine göre aşağıdaki sinyallerin kayıtları yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
a) Ünite Aktif Güç Referansı (Transdüser/PLC/DCS/Veri Kayıt Yazılımı üzerinden).
b) Aktif Güç Çıkışı (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
c) Şebeke Frekansı (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden).
ç) Uygulanan Test Frekansı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
d) Vana Pozisyonları veya Yakıt Akışı/Miktarı(Transdüser/PLC/DCS üzerinden).
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.
(4) Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri yukarıda belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak her bir veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
(5) Testler sırasında ünite parametreleri (basınç, sıcaklık ve benzeri) normal işletme değerleri dahilinde kalmalı ve normal işletme değerleri dahilinde kaldığı test raporunda beyan edilmelidir. Testler sırasında, ünite parametreleri teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.
(6) Primer Frekans Kontrol Performans Testleri, herhangi bir yazılımsal ve/veya donanımsal simülasyon yöntemi kullanılarak, test edilen ünitenin türbin hız regülatörünün şebeke frekansını algılamayacağı şekilde, ölçülen hız bilgisi yerine doğrudan simüle edilen hız bilgisinin aşağıdaki Şekil E.17.A.1’de görülen prensiple uygulanması yoluyla gerçekleştirilir.
Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Şekil E.17.A.1 - Frekans Simülasyonu Uygulama Yöntemi Prensip Şeması
(7) Primer frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir ve primer frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
E.17.A.1. Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin hedefi, ünitenin, primer frekans kontrolü için ayırabileceği azami primer rezerv miktarını, şebeke frekans kontrolü doğrultusunda belirlenmiş ölçütlere uygun şekilde, gerektiğinde sunabilir yetenekte olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi gerçekleştirilirken ünite üzerinde aşağıdaki işlemler yapılır:
Ünite, Primer Frekans Kontrol işlevini sağlayacak konuma alınır.
Ölü bant değeri 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Hız eğimi ve diğer ilgili parametreler, 200 mHz’lik frekans sapması durumunda primer frekans kontrol rezervinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı en geç 30 sn içerisinde etkinleştirilmesi gerekliliği çerçevesinde , aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.
Azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif gücünün %5’sinden az, %10’dan fazla olamaz. TEİAŞ tarafından uygun görülmesi halinde %10’dan daha yüksek bir azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesi için test yapılabilir. Bu takdirde test, hız eğimi formülü ile hesaplanan hız eğimi değeriyle yapılır.
Tablo E.17.A.1 – Hız eğim değerleri
Testler için yapılan hız eğimi, ölü bant ve diğer ilgili parametre ayarları, primer frekans kontrol performans testlerinin tüm aşamalarında aynı kalmalı ve değiştirilmemelidir.
(3) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri, minimum ve maksimum çıkış gücü seviyelerinde iki aşamalı olarak aşağıdaki şekilde gerçekleştirilir:
Maksimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, ünitenin nominal aktif çıkış gücünün veya mevcut işletme şartlarında sağlayabileceği maksimum aktif çıkış gücünün " RPmax + (%3 x PGN)" değeri kadar aşağısında bir Pset değerine ayarlanır.
Minimum çıkış gücü seviyesinde gerçekleştirilecek test için, ünitenin hız eğim değeri ve diğer ilgili parametreler yukarıda belirtildiği gibi ayarlandıktan sonra, ünite çıkış gücü ayar noktası değeri ünitenin kararlı ve güvenli çalışabileceği minimum aktif çıkış gücünün "Rpmax + (%3 x PGN)" değeri kadar yukarısında bir Pset değerine ayarlanır. Ünitenin testler için belirlenen maksimum ve minimum çıkış gücü seviyeleri arasındaki fark "RPmax" değerinin iki katından az ise minimum çıkış gücü seviyesindeki testlerin yapılması zorunlu değildir.
Yukarıdaki her iki aşamada, türbin hız regülatörü girişine, şebekeden hız bilgisi almayacak şekilde f=-200 mHz’lik frekans sapması veya f=49,8 Hz’lik simule test sinyali basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az 15 dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek f=+200 mHz’lik frekans sapması veya f=50,2 Hz’lik simule frekans değeri için aynı işlem tekrarlanır. Bu test adımlarına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.A.2 ve Şekil-E.17.A.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Şekil-E.17.A.2. Maksimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı
Şekil-E.17.A.3. Minimum çıkış gücü seviyesi için Primer Frekans Kontrol Rezerv Testi Simule Frekans Uygulanışı
Test Sonuçları
(4) Primer Frekans Kontrol Rezerv Testleri sırasında ünitenin aktif güç çıkışı, simüle frekans ve diğer ilgili sinyaller kaydedilir.
Test Kabul Kriterleri
(5) f=-200 mHz’lik ve f=+200 mHz’lik iki ayrı simüle frekans adımı için ayrı ayrı oluşturulan ve maksimum ve minimum seviyelerde gerçekleştirilen testlerden elde edilen verilerle ayrı ayrı oluşturulan bu grafikler kullanılarak testin başarısı aşağıdaki kurallara göre ayrı ayrı değerlendirilir:
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesinin %50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı ise en fazla 30 saniyelik süre içinde Şekil E.17.A.4 ve Şekil E.17.A.5 ’te gösterilen şekilde etkinleştirilebilmelidir.
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi en az 15 dakika boyunca Şekil E.17.A.6’de gösterilen toleranslar dahilinde sürdürülebilmelidir. Bu kriter değerlendirilirken grafikte yer alan veri kayıt noktalarının TRP_A , TRP_B ve TRP_C ile gösterilen zaman dilimlerinin her biri için ayrı ayrı olmak üzere en az %90 oranında tolerans sınırları dahilinde yer alması yeterli kabul edilecektir.
Şekil E.17.A.4 - f=49,8 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki
Şekil E.17.A.5 - f=50,2 Hz’lik Simule Frekans Uygulamasında Üniteden Beklenen Tepki
ç) Üniteler, Şekil-E.17.A.6'da görüldüğü şekilde, en fazla "Δtd" olarak belirtilen "Gecikme Süresi" süresi içinde (hidroelektrik üniteler için 4 saniye, diğer üniteler için 2 saniye) tepki vermeye başlamalıdır.
Şekil-E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Rezerv Testinin Değerlendirilmesi
E.17.A.2. Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi
Test Hedefi
(1) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin hedefi test edilen ünitenin frekans değişimlerine hassasiyetinin yeter ve gerek seviyede olduğunun doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testleri, primer tepkinin sürekli bir şekilde sağlanabilmesinde hiçbir tutarlı işletmesel engel olmayan maksimum çıkış gücü seviyesinde aşağıdaki şekilde geçekleştirilir:
Ünite hassasiyetinin tespit edilmesi için test sinyali, Şekil E.17.A.6’da gösterilen uygulama prensibi doğrultusunda f=-5 mHz’den başlayarak ünite kontrol vanalarında test sinyali ile bağıntılı bir tepki gözleninceye kadar frekans sapma miktarı artı ve eksi yönde 5 mHz’lik kademeler halinde arttırılarak uygulanır. Ünite tepkisi için vana hareketi ve/veya diğer ilgili sinyallerdeki değişimler ölçüt olarak kabul edilir. f=-5 mHz’lik frekans sapması veya f=49,995 Hz’lik simule frekans değeri aşağıda Şekil.E.17.A.5’te görüldüğü gibi basamak değişiklik halinde uygulanır ve bu değerde en az bir dakika muhafaza edilir. Bu süre sonunda nominal frekans değeri 50 Hz’e dönülecek ve ünitenin de aynı Pset değerinde kararlı hale gelmesi beklenerek bu sefer de f=+5 mHz’lik frekans sapması veya f=50,005 Hz’lik simule frekans değeri aynı şekilde uygulanır. Eğer ünite ±5 mHz’lik frekans sapmalarına tepki vermez ise, aynı işlemler ±10 mHz’lik frekans sapmaları için tekrar edilir.
Şekil.E.17.A.6- Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
(3) Test süresince vana pozisyonu ve diğer sinyallerin kayıtları alınır.
Test Kabul Kriterleri
(4) Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testinin değerlendirilmesi aşağıdaki ölçütlere göre yapılır:
Primer Frekans Kontrol Hassasiyet Testlerinde frekans sapmasının uygulandığı anda vana pozisyonunda ve/veya diğer ilgili sinyallerde değişiklik gözlenmelidir.
Ünite duyarsızlığı ±10 mHz’i geçmemelidir.
E.17.A.3 Doğrulama Testi
Test Hedefi
(1) Doğrulama Testinin hedefi test edilen ünitenin test koşulları dışında, normal işletme şartlarında da sürekli olarak primer frekans kontrolüne uygun şekilde çalışabileceğinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
(2) Doğrulama Testi, Primer Frekans Kontrol Rezerv ve Hassasiyet testleri sonucunda, ünitenin bu hizmeti sağladığının gözlenmesi durumunda gerçekleştirilir. Ünite üzerinde yapılan ayarlamalar değiştirilmeden, türbin hız regülatörünün hız bilgisini şebekeden alacağı şekilde bağlantıları yapılarak 24 saat boyunca gerçek frekans ile normal çalışmasının kaydı yapılır. İletim sisteminden ya da sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanan nedenlerle ünitelerin servis harici olması durumunda, kesinti olan süre testin sonuna eklenir. İletim sisteminden veya sistem işletmecisinin vermiş olduğu talimatlardan kaynaklanmayan servis harici olma durumlarında 24 saatlik test tekrar başlatılır. Doğrulama testleri için ünite çıkış gücü ayar noktası değeri, azami primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği ve minimum çıkış gücü seviyesinin altında olmayan bir Pset değeri olarak ayarlanır. Ünitenin çalışma programı, Doğrulama Testi’nin yapılacağı süre boyunca Pset değeri aynı değerde sabit kalacak şekilde belirlenir.
(3) Gaz motorları için doğrulama testi en az üç üniteyi içerecek şekilde gruplar halinde yapılır.
Test Sonuçları
(4) Testler sırasında gerçekleşen pozitif ve negatif yöndeki en büyük frekans sapması için frekans ve çıkış gücü değerlerinin yer aldığı grafikler test raporuna eklenir.
Test Kabul Kriterleri
(5) Test edilen tüm üniteler için doğrulama testinin değerlendirilmesi Şekil.E.17.A.7’de belirtildiği gibi yapılır. Gaz motorları için doğrulama testinin değerlendirilmesi yapılırken, test edilen grupların toplam çıkış gücü değeri dikkate alınacak, ancak ölçümler ünite bazında kaydedilir.
Ünite/Gaz motor grubu için ölçülen Çıkış Gücü değerlerinin en az %90’ının
“Pset + PG ± %1 x PGN” değer aralığında olması gereklidir.
PG: Gerçekleşen frekans sapmasına verilmesi beklenen primer tepki.
Şekil.E.17.A.7- Primer Frekans Kontrol Doğrulama Testi Değerlendirilmesi
E.17.B. SEKONDER FREKANS KONTROL PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
(1) Sekonder frekans kontrol performans testleri öncesinde, santral/blok/ünite TEİAŞ SCADA sistemine dahil edilmiş, santralın sekonder frekans kontrolüne katılımı amacıyla santralda gerçekleştirilmesi gereken arabirimin/sistemin tasarım dökümanı TEİAŞ’a sunularak TEİAŞ tarafından onaylanmış ve bu sistemin TEİAŞ tarafından onaylanan tasarım dökümanı uyarınca TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programının gerekliliklerine tam uyumlu olarak gerçekleştirilmiş olması gerekir.
(2) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri, "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderilen her bir birim (santral/blok/ünite) için ayrı ayrı gerçekleştirilir.
(3) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrolü için kullanacakları rezerv hariç olmak üzere, her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitler dikkate alınarak hesaplanır. Dolayısıyla, Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite) her bir ünitesi için ayarlanabilir ve elle girilebilir yapıda tasarlanmış ayrı ayrı minimum ve maksimum limitler tanımlanmış olmak zorundadır. İlgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, sekonder frekans kontrolüne katılım için planlanan en büyük aralık sağlanacak şekilde ayarlanır. İlgili birim (santral/blok/ünite) için ayarlanan bu aralık “Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RSA)” olarak belirlenir.
(4) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) maksimum kapasite (MAXC) değeri, sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri için ilgili birimin (santral/blok/ünite) minimum kapasite (MINC) değeri ise sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçleri toplamları alınarak hesaplanır. Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbini olması durumunda, buhar türbininin aşağıda belirtildiği şekilde tahmin edilen minimum ve maksimum kapasite değerleri de ilgili toplam kapasite değerlerine dahil edilir.
(5) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinleri (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) ise buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan maksimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer buhar türbininin maksimum limit değeri olarak, buhar türbininin bağlı olduğu ünitelerden sekonder frekans kontrol işletme durumları "Auto" konumunda olan ünitelerin ayarlanan minimum limit değerleri ile "Manual" konumunda olan ünitelerin anlık aktif çıkış güçlerinin birlikte toplamı sonucunda üretebileceği yaklaşık tahmini değer ise buhar türbininin minimum limit değeri olarak dikkate alınır.
(6) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), sekonder frekans kontrolü için belirlenen maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerlerinin her bir ünite için elle girilen minimum ve maksimum limit değerleri kullanılarak ve ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları (Auto/Manual) dikkate alınarak doğru bir şekilde hesaplandığı gerçekleştirilecek testler ile kontrol edilir.
(7) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimdeki ünitelere bağlı olarak üretim yapan buhar türbinlerinin de (örneğin; doğal gaz kombine çevrim blokları) testler sırasında devrede olması ve kayıtlarının alınması esastır. Dolayısıyla, ilgili birime gönderilen Uzak Güç Talebi Ayar Değeri’nin buhar türbinlerinin üretimlerinin de dikkate alınarak doğru bir şekilde ünitelere dağıtılması esas olup gerçekleştirilecek testler ile bu dağıtımın doğru yapıldığı kontrol edilir.
(8) Sekonder Frekans Kontrolüne katılması planlanan ilgili birimin (santral/blok/ünite), Azami Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (MAXC ile MINC arasındaki fark, RSA), maksimum Yüklenme Hızı Oranı ile 5 dakika içinde sağlayabileceği rezerv miktarını aşmayacak şekilde ayarlanmalıdır. İlgili birimin (santral/blok/ünite), 106 ncı maddede belirtilen yüklenme hızı oranı ile çalışmasını sağlayabileceği uygun bir rampa ya da eğim işlevselliği olmalı ve yüklenme hızı oranı ayarlanabilir yapıda olmak zorundadır.
(9) Testler sırasında ünite parametreleri normal işletme değerleri dahilinde kalmalı, testler nedeniyle, ünite parametreleri (basınçlar, sıcaklıklar, gerilim ve benzeri) teçhizatın güvenli kullanımı için mevcut normal işletme şartlarındaki sınırları aşmamalı ve kısıtlayıcı etkisi olmamalıdır. Testin ya da test edilen santral/blok/ünitenin durmasına yol açabilecek herhangi bir ilave koruma mekanizması kullanılmamalıdır.
(10) Sekonder Frekans Kontrolü performans testlerinin yapıldığı üretim tesislerinde, ünitenin nominal aktif gücüne (Pn) ulaşmasına müsaade etmeyen çevre şartları, göl kotu ve benzeri etkenler gibi durumlarda, testler sırasındaki koşullara göre ulaşılabilen maksimum aktif çıkış gücü dikkate alınarak testler gerçekleştirilir.
(11) Sekonder frekans kontrol performans testleri aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde gerçekleştirilir, sekonder frekans kontrol hizmet anlaşmasının ekinde yer alan ve TEİAŞ internet sitesinde yayımlanan rapor şablonuna göre raporlanır.
Test Hedefi
(12) Sekonder Frekans Kontrolüne katılacak ve TEİAŞ MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) Programı aracılığıyla SCADA sistemi üzerinden ayar değeri gönderilecek santralda kurulan Sekonder Frekans Kontrol Sisteminin/Arabiriminin istenen fonksiyonları ve belirlenen performans ölçütlerini sağlayıp sağlamadığı tespit edilir.
Test Aşamaları
(13) Sekonder frekans kontrol performans testlerinde izlenecek temel test adımları aşağıdaki gibidir.
a) Santral/blok/ünite Limitlerinin Hesaplanmasının Kontrolü
Santral/blok/ünite limitlerinin (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr) hesaplanmasının ünite limitleri, fiili üretimleri, çalışma konumları ve PFCO durumları dikkate alınarak yapıldığı testler sırasında kontrol edilir.
b) Yüklenme Hızı Testleri
(14) Yüklenme hızı testleri, santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere iki ayrı işletme durumunda yük alma ve yük atma yönünde yapılır.
Bu işletme durumlarında izlenecek temel test adımları aşağıda verilmektedir:
b.1. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Atma Hızı Testi (PFCO = OFF)
Testlere başlamadan önce, ilgili santral/blok/ünitenin hizmeti sunabileceği maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın, azami sekonder frekans kontrol rezerv kapasitesi (RSA) sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır. Belirlenmiş olan bu MAXC ve MINC değerleri primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde de kullanılır.
Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.2. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devre Dışı İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = OFF)
Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite (MAXC) ve minimum kapasite (MINC) değerleri, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanacak ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.3. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Atma Hızı Oranı Testi (PFCO = ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise 0 (sıfır) mHz olarak ayarlanır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünitenin primer frekans kontrollü iken maksimum kapasite değeri MAXCpr ve primer frekans kontrollü iken minimum kapasite değeri MINCpr, santral/blok/ünitenin primer frekans kontrol rezerv miktarları dikkate alınarak aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
MAXCpr = MAXC + RP
MINCpr = MINC - RP
Hesaplanan bu değerler primer frekans kontrollü iken sekonder frekans kontrol rezerv aralığı RSApr sağlanacak şekilde ve her bir ünitenin sekonder frekans kontrolü için çalışabileceği limitlerin elle girilmesi yoluyla ayarlanır.
Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MAXC değerine ayarlanır ve ilgili santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MAXC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyalinin (PD Validity)” aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MAXC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MAXC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye minimum kapasite değeri olan MINC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
b.4. Primer Frekans Kontrol İşletimi Devrede İken Yük Alma Hızı Oranı Testi (PFCO = ON)
Bu teste başlamadan önce ilgili santral/blok/ünitede primer frekans kontrol işletimi devreye alınır. Primer Frekans Kontrol Rezerv Miktarı (RP), santral/blok/ünitenin nominal aktif gücünün (PGN) en az %2,5’luk değerine karşılık gelecek şekilde ayarlanır. Ünitelerin hız eğim ayar değeri hidroelektrik üniteler ve doğal gaz yakıtlı üniteler için %4, diğer üniteler için ise %8 olarak ayarlanır. Farklı bir hız eğim ayar değerinin uygulanması ihtiyacının oluşması durumunda ise ilgili parametreler belirtilen primer frekans kontrol rezerv miktarının sağlanabileceği uygun değerlere ayarlanır. Ölü bant ayar değeri ise sıfır mHz olarak ayarlanır.
Bu test sırasında ilgili santral/blok/ünitenin maksimum kapasite MAXCpr ve minimum kapasite MINCpr değerleri, primer frekans kontrolün devrede olduğu Yük Atma Hızı testinde kullanılmış olan değerlere ayarlanmalıdır.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı MINC değerine ayarlanır ve santral/blok/ünite bu seviyede kararlı halde çalışmaya bırakılır.
MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla ilgili santral/blok/üniteye gönderilecek "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri"nin miktarı, ilgili santral/blok/ünitenin MINC değerine ayarlanır ve "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)" aktif olduğu gözlenir.
Uzak Güç Talebinin MINC olarak ayarlanan değerinin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde alındığı ve görüntülendiği kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri" sinyalinin MYTM’de doğru bir şekilde görüntülendiği kontrol edilir.
TEİAŞ SCADA sisteminden gönderilen "Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)"nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği (LRPD=OK) kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, test edilen ilgili birime ait tüm ünitelerin işletme durumu "Auto" konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da "Remote" konumuna alınır.
Test edilen ilgili santral/blok/ünite, MINC’de çalışmaya devam ederken, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla santral/blok/üniteye maksimum kapasite değeri olan MAXC "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri" olarak gönderilir.
İlgili santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışı değerinin, MYTM’de bulunan AGC programı vasıtasıyla gönderilen hedef çıkış gücü seviyesine ulaşması ve ulaştığı bu çıkış gücü seviyesini en az 3 dakika boyunca kararlı bir durumda muhafaza edebilmesi beklenir.
c) Alarm ve Durum Bilgileri Testleri
(15) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri gerçekleştirilecek ilgili santral/blok/ünitenin alarm ve durum bilgilerinin aşağıdaki Tablo E.17.B.1’de belirtildiği şekilde santralda doğru bir şekilde üretildiği ve bu bilgilerin TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine gönderildiği test edilir.
Tablo E.17.B.1 - Alarm ve durum bilgileri
c.1. Uzak Güç Talebi Geçersiz Alarmı Testi (LRPD)
İlgili santral/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) / 2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
Santral/blok/ünite ayarlanan çıkış gücü değerinde çalışmaya devam ederken, MYTM’den ilgili santral/blok/üniteye gönderilen “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” kesilerek, santral kontrol sisteminin en az 60 saniye süresince bu sinyali alamaması sonucunda LRPD sinyalini “INVALID” olarak ürettiği, bunun akabinde santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “LOCAL” konuma geçtiği ve bu bilgilerin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Bu durumdayken santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması santral operatöründen istenir. “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” etkin olmadığı için santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna alınamadığı ve “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği kontrol edilir.
MYTM’den ilgili santral/blok/üniteye gönderilen “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)” tekrar etkin hale getirilir. Santral kontrol sisteminin LRPD sinyalini “OK” olarak ürettiği, bununla beraber santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna otomatik olarak geçmeyip “LOCAL” işletme konumunda çalışmaya devam ettiği ve bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Bu durumdayken santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınması santral operatöründen istenir. Santral/blok/ünitenin “REMOTE” işletme konumuna geçtiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.2. Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu Testi (LREM)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır. Bu bilgilerin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok içerisindeki buhar türbini hariç diğer ünitelerden en az birinin işletme durumu “AUTO” konumuna alınmadan ilgili santralin/bloğun sekonder frekans kontrol işletme durumunun “REMOTE” konumuna alınamadığı kontrol edilir.
c.3. Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu Testi (LLOC)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “LOCAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.4. Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu Testi (LMAN)
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu “MANUAL” konumuna alınır ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.5. Maksimum Kapasite Alarmı Testi (LMAX)
Maksimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MAXC” değeri gönderilir.
Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin üzerinde olduğunda santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “MAXIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
“MAXC - (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MAXC – (%1 x RSA)” değerinin altına düştüğünde santral kontrol sisteminde LMAX sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.6. Minimum Kapasite Alarmı Testi (LMIN)
Minimum Kapasite Alarm Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MINC” değerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü ve benzer şekilde, santral kontrol sisteminden gönderilen santral/blok/ünite “Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri”nin de MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok/ünite normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye “MINC” değeri gönderilir.
Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerine ulaştığında ve bu değerin altında olduğunda santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “MINIMUM” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
“MINC + (%50 x RSA)” değeri, MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santral/blok/üniteye gönderilir. Santral/blok/ünitenin üretim değeri, “MINC + (%1 x RSA)” değerinin üzerine çıktığında santral kontrol sisteminde LMIN sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.7. Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi (LPWR)
İlgili santral/blok/ünitenin MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanır.
Güç Uyumsuzluk Alarmı Testi için uygulanacak test adımları aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok/ünite için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok/ünitenin sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok/ünite için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santral/blok/ünitenin MAXC ile MINC’nin ortalaması ((MAXC + MINC) / 2) ayar değeri olarak gönderilir ve çıkış gücünün bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
Santral/blok/ünite bu durumda çalışmaya devam ederken, MYTM’den uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden büyük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “MISMATCH” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
MYTM’den tekrar uygun “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” gönderilerek santral/blok/ünite üretimi ile gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” arasında (%10 x RSA) değerinden küçük fark oluşması sağlanır. Bu durumda santral kontrol sisteminde LPWR sinyalinin “OK” olarak üretildiği ve MYTM’de de bu şekilde görüldüğü kontrol edilir.
c.8. Mikro-işlemci Arızası Alarmı Testi (LMIC)
Test edilecek ilgili santral/blok/üniteye ait “LFC Mikro-İşlemci Arızası (LMIC)” sinyali, fiili arıza oluşturulamayacağı için benzetim yolu ile kontrol edilecektir.
Bu test aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
Yapılan arıza benzetimi sonucunda santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “FAILURE” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Yapılan arıza benzetiminin sona erdirilmesi durumunda ise santral kontrol sisteminin “LMIC” sinyalini “OK” olarak ürettiği ve bu bilginin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
d) Güç Dağıtım Testi
Güç Dağıtım Testi, ünite sayısı 2 ve üzerinde olan santrallar/bloklar için uygulanır.
Güç dağıtım testi öncesinde test edilecek ünitelerin primer frekans kontrol işletimi devre dışı olacak şekilde gerekli ayarlamalar yapılacaktır. İlgili santral/blok MAXC ve MINC değerleri, ünitelerin primer frekans kontrol rezerv miktarları ayrılmaksızın azami sekonder frekans kontrol aralığı (RSA) sağlanacak şekilde ayarlanacaktır.
Sekonder Frekans Kontrol Performans Testlerinin bu kısmında öncelikle, sekonder frekans kontrol işletimine katılabilen üniteler, her grupta eşit sayıda ünite bulunacak şekilde iki gruba ayrılır. Ünitelerin sekonder frekans kontrol işletme durumları grup halinde dönüşümlü olarak "AUTO" konumuna alınarak testler 2 aşamada gerçekleştirilir. Diğer bir deyişle, birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece birinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir. Testin ikinci aşamasında ise ikinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "AUTO" konumunda iken birinci grup ünitelerinin sekonder frekans kontrol işletme durumları "MANUAL" konumuna alınarak “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”nin sadece ikinci gruptaki ünitelere dağıtımının doğru yapılıp yapılmadığı kontrol edilir.
Bu testin birinci aşamasında uygulanacak adımlar aşağıdaki gibidir:
İlgili santral/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumu “AUTO” konumuna ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumu da “REMOTE” konumuna alınır.
Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
vi. MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
vii. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
viii. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
ix. Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
x. Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
Bu testin ikinci aşamasına başlamadan önce işletme durumları “AUTO” konumunda olan üniteler “MANUAL” konuma, “MANUAL” konumda olan üniteler ise “AUTO” konumuna alınarak aşağıdaki adımlar uygulanır:
İlgili santral/blok için “Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin etkin olduğu kontrol edilir.
“Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)”nin santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüntülendiği ve LRPD sinyalinin “OK” olarak MYTM’ye gönderildiği kontrol edilir.
Karşılıklı doğrulama işlemleri tamamlandıktan sonra, ilgili ünitenin/ünitelerin işletme durumlarının “AUTO” konumunda ve ilgili santral/blok sekonder frekans kontrol işletme durumunun da “REMOTE” konumunda olduğu kontrol edilir.
Santral kontrol sisteminden santral/blok için gönderilen “MAXC” ve “MINC” değerlerinin MYTM’de doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
İşletme durumu “AUTO” olan ünite/ünitelerin üretim değeri, her ünite için kendi sekonder minimum kapasite değerine ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir. İşletme durumu “MANUAL” olan ünite/ünitelerin üretim değeri ise, her ünite için kendi sekonder minimum ve maksimum kapasite değerlerinin aritmetik ortalaması olan değere ayarlanır ve üretiminin bu seviyede kararlı hale gelmesi beklenir.
MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla santralın/bloğun o anki üretim değeri ayar değeri olarak gönderilir. Bu değerin, santral kontrol sisteminde doğru bir şekilde görüldüğü kontrol edilir.
Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MAXC” değeri gönderilir.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini artırdığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
Santral/blok normal şartlarda çalışmasına devam ederken MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri” olarak ilgili santrala/bloğa “MINC” değeri gönderilir.
Gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ne ulaşmak için işletme durumları “AUTO” olan ünitelerin üretimlerini azalttığı, işletme durumları “MANUAL” olan ünitelerin ise üretimlerinde herhangi bir değişiklik olmadığı kontrol edilir.
İşletme durumu “MANUAL” olan ünitelerdeki üretim değişimlerinin, santralın/bloğun üretiminin MYTM’de bulunan AGC programı aracılığıyla gönderilen “Uzak Güç Talebi Ayar Değeri”ni izlemesini etkilemediğine yönelik olarak aşağıdaki test yapılır:
İşletme durumu "AUTO" konumundaki ünitelerden bir veya birkaç tanesi "MANUAL" konumuna alınarak operatör müdahalesi yoluyla ünite limit değerlerine kadar yük alma ve/veya yük atma işlemi yaptırılarak "AUTO" konumundaki diğer ünitelerin "MANUAL" konumundaki bu ünitelerin oluşturduğu yük değişikliğini telafi edip etmediği kontrol edilir. İhtiyaç duyulması durumunda aynı işlemler diğer üniteler için de tekrar edilir.
Test Sonuçları
(16) Sekonder Frekans Kontrol Performans Testleri sırasında, gerçekleştirilecek test adımına göre aşağıdaki sinyallerin yanı sıra, gerekli görülebilecek diğer sinyallerin de kayıtları alınır;
Aktif Güç Çıkışı Brüt Değerleri
Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)
Uzak Güç Talebi Geri Bildirim Değeri (Pset Geri Bildirim)
Şebeke/Simüle Frekans
Hız Eğimi Ayar Değerleri
Maksimum Kapasite Değeri (MAXC)
Minimum Kapasite Değeri (MINC)
Uzak Güç Talebi Geçerlilik Sinyali (PD Validity)
Alarm ve Durum Bilgileri;
Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı (LRPD)
Maksimum Kapasite Alarmı (LMAX)
Minimum Kapasite Alarmı (LMIN)
Mikro-İşlemci Arızası Alarmı (LMIC)
Güç Uyumsuzluk Alarmı (LPWR)
Ünite İşletme Durumu (Auto/Manual)
Sekonder Frekans Kontrol İşletim Durumu (LREM, LMAN, LLOC)
Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu (PFCO)
(17) Sekonder frekans kontrol performans testleri neticesinde hazırlanacak test raporunda, asgari aşağıdaki test sonuçlarının yer alması esastır:
Test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri (Pset RPD) uyarınca, santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği, (santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılırken ve bu santral/blok/ünite primer frekans kontrolüne katılmadan olmak üzere her iki işletme durumu için test aşamaları bölümünde belirtilmiş olan yüklenme hızı testlerinin her biri için oluşturulur)
"Yüklenme Hızı ve Oranı",
Yüklenme hızı, santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı andan itibaren hedef çıkış gücüne ulaştığı ana kadar geçen süre içerisinde gerçekleşen yük değişiminin bu süreye oranıdır.
Yukarıda hesaplanan yüklenme hızı (MW/dk), aşağıdaki formül kullanılarak yüklenme hızı oranına dönüştürülür.
Yüklenme hızı oranı (%/dk) = 100*(yüklenme hızı/Pnom)
Pnom= santral/blok/ünitenin nominal aktif gücü
İlgili santral/blok/üniteye "Uzak Güç Talebi Ayar Değeri (Pset RPD)" gönderildiği an ile santral/blok/ünitenin toplam aktif güç çıkışının " Pset RPD " sinyali doğrultusunda değişmeye başladığı ana kadar geçen süre olan "Gecikme Süresi".
Tepki Süresi, İlgili santral/blok/ünite tepki vermeye başladığı andan toplam aktif güç çıkışının hedef çıkış gücüne ulaşma anına kadar geçen süredir.
Aşağıdaki Tablo E.17.B.1 ve E.17.B.2’nin "PFK ON" ve "PFK OFF" konumlarındaki Yük Alma ve Yük Atma testlerinde elde edilen sonuçlara göre ayrı ayrı doldurulması gerekmektedir.
Tablo E.17.B.2 - Yük alma ve yük atma hızları
Tablo E.17.B.3 - Sekonder frekans kontrol aralığı
Santralda kurulan Otomatik Üretim Kontrolü Sistemi/Arabirimi İnsan Makine Arayüzünde (HMI) aşağıdaki bilgilerin görüntülendiği kontrol edilir:
AGC kontrol blok diyagramı,
AGC sisteminin çalışma modu,
Ayar değeri ve ünitelere dağılımı,
Lokal ayar değeri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),
Ünite bazında sekonder frekans kontrol limitleri (Operatörler tarafından elle girilebilir olacaktır),
Santral/blok/ünite sekonder ve primer frekans kontrol maksimum ve minimum kapasite değerleri (MAXC, MINC, MAXCpr ve MINCpr),
Santral/blok/ünite sekonder frekans kontrol bandı,
“PD Validity” sinyalinin durumu,
AGC Sistemine/Ara birimine ilişkin alarmlar,
Ayrılan toplam primer frekans kontrol rezervi,
Ünitelerin primer frekans kontrolüne katılım durumu sinyalleri (PFCO),
Ünite yük alma /atma hızları,
Hız regülatörleri hız eğimi ayar değerleri,
Toplam santral üretimi,
Kontrol hatası (Ayar değeri ile santral üretimi arasındaki fark).
Test Kabul Kriterleri
(18) TEİAŞ tarafından MYTM’de bulunan Otomatik Üretim Kontrol (AGC) sistemi üzerinden test edilen santral/blok/üniteye gönderilen ayar değeri uyarınca, primer frekans kontrol işletimi devre dışı iken yük alma hızı oranı testinde ( bölüm b.2.) elde edilen verilere göre oluşturulan santral/blok/ünitede gerçekleşen tepkinin grafiği aşağıdaki Şekil E.17.B.1.’de gösterilen toleranslar dahilinde olmak zorundadır.
Şekil E.17.B.1 – Test kabul kriteri grafiği
(19) Test edilen alarm ve konum bilgileri üretim tesisinde doğru bir şekilde üretildikten sonra TEİAŞ Yük Tevzi Merkezine doğru bir şekilde gönderilmeli, Sekonder Frekans Kontrolü'ne katılacak test edilen santral/blok/ünitenin iletişim altyapısı bu hizmeti sunmaya yeterli olmak zorundadır.
(20) Güç dağıtım testinde, ilgili santral/blok/ünitenin uygulanan çıkış gücü değişikliklerinde oluşan yüklenme hızı oranları, "Auto" konumunda olan ünite sayısı ile doğru orantılı olacak şekilde hesaplanan yüklenme hızı oranı ile ±%10’luk toleranslar dahilinde örtüşmelidir.
E.17.C.1 REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Santralda birden çok ünite varsa, reaktif güç destek hizmeti performans testleri her ünite için gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası her ünite için ayrı ayrı hazırlanır. Hazırlanan test raporu tüm üniteler için yapılan testleri içerir. Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir:
Test edilecek ünitenin her zaman çalışması beklenen işletme koşullarında test edilmesi amacıyla ilgili ünite, her türlü dış kontrol döngüsünden bağımsız olarak, Jeneratör Terminal Gerilimi Regülasyonu Modunda (AVR Auto Mode) çalıştırılabilir ve jeneratör terminal gerilimi ayar değeri arttırılıp/azaltılarak reaktif güç yüklenmesi sağlayabilir nitelikte olmak zorundadır. Yükseltici transformatöründe, yükte kademe değiştirici olan üniteler için kademe değiştirilerek ve gerektiğinde jeneratör terminal gerilim ayar değeri değiştirilerek ünitenin reaktif yüklenmesi sağlanabilir.
Test esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve test için daha uygun seviyelere getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır. İlgili üretim tesisinde teste tabi olmayan diğer üniteler bu amaçla gerilim değişimlerini minimize etmek ve de test koşullarını iyileştirmek üzere çalıştırılır.
Performans testleri, test edilecek ünitenin normal çalışma sırasında maruz kaldığı işletme koşullarında gerçekleştirilir.
Test edilecek ünitenin jeneratör yüklenme eğrisi ve tüm ilgili koruma değerleri (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip ve Düşük Gerilim Trip ve benzeri) test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.
Test edilecek ünitenin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, o üniteye bağlı olan jeneratörün nominal güç faktörü ve nominal görünür güç (MVA) değeri, soğutma tipi, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması test öncesinde santral yetkilileri tarafından testi gerçekleştirmeye yetkililere sağlanır ve bu bilgiler sağlandıktan sonra testlere başlanır. Bu bilgiler test raporuna da eklenir.
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri belirtilen bağlantı noktaları üzerinden akım ve/veya gerilim biçiminde harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup, santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır Harici olarak bağlanacak veri kayıt techizatı doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Testler sırasında jeneratörün zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına dikkat edilmelidir. İlgili santralda varsa diğer üniteler ya da BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılmalıdır.
Senkron kompansatör olarak çalışma yeteneği olan üniteler için testler, hem jeneratör durumunda hem de senkron kompansatör durumunda gerçekleştirilir. Senkron kompanzasyon hizmeti için testler jeneratör durumuna göre belirlenmiş değerlerden farklı olan zorunlu MVAR değerlerine ulaşılmasının teyidi doğrultusunda gerçekleştirilir.
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir.
E.17.C.1.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Jeneratör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin bara gerilimini kontrol edebilmek amacıyla belirlenen zorunlu MVAR değerlerine (Şekil E.17 C.1.1), nominal aktif gücü ve minimum kararlı üretim düzeyleri (MKÜD) arasındaki aktif güç seviyelerinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.
Senkron Kompansatör olarak gerçekleştirilecek testlerde temel amaç, ünitelerin Yönetmeliğin 20. maddesinde tanımlanan zorunlu reaktif güç değerlerine, (Şekil E.17 C.1.2) belirlenen tolerans dahilinde gerektiğinde ulaşabilir olduğunun teyit edilmesidir.
Şekil E.17.C.1.1 – Test Hedeflerinin Şekil E.17.C.1.2 – Test Hedeflerinin
Karşılandığı Durumlar (Jeneratör) Karşılandığı Durumlar (Senkron Komp.)
Test Aşamaları
Jeneratör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde olmak üzere toplam üç aktif güç seviyesinde gerçekleştirilir. Ünitenin emreamade kapasitesinin nominalin altında olması durumunda, testler emreamade kapasite seviyesinde gerçekleştirilebilir. Ancak Geçici 6 ncı madde kapsamına giren veya 20 inci maddeye göre lisans gücü tadilatı yapılan üretim tesisleri, test esnasında nominal seviye olarak jeneratörün aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerini üretebileceği maksimum aktif güç seviyesini kullanırlar. Senkron kompansatör olarak yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi ise ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken aşırı ve düşük ikazlı durumda gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir. Senkron kompansatör olarak reaktif güç destek hizmeti sağlanmasına ilişkin performans testi, ünite senkron kompansatör olarak çalışıyorken, aşırı ve düşük ikazlı durumda, aşağıda belirtilen şekilde gerçekleştirilir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenecek ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanır ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde arttırılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.3'te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak arttırılırken aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenecek ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ortalama değerlere göre doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.
Şekil E.17.C.1.3 – Aşırı İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi
Ünitenin aktif güç çıkışı yukarıda söz edilen aşamalardaki ilgili güce sabitlenir ve frekans kontrol işletimleri devre dışı bırakılır. Testin başlangıç aşaması olarak ünitenin reaktif çıkış gücü sıfıra en yakın değere ayarlanacak ve bu durumda en az 2 dakika beklenir. Daha sonra ise ünitenin reaktif çıkış gücü miktarı zorunlu MVAR değerine ulaşılıncaya kadar kademeli bir şekilde azaltılır. Bununla birlikte varsa yükte kademe değiştirici pozisyonu test amacı doğrultusunda değiştirilir (İstenmeyen devre dışı kalmaları önlemek için koruma fonksiyonları ayar koordinasyonu test öncesinde teyit edilmelidir). Bu test adımına ilişkin uygulama, aşağıdaki Şekil-E.17.C.1.4’te görüldüğü gibi gerçekleştirilir.
Reaktif çıkış gücü miktarı kademeli olarak azaltılırken düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen neden belirlenir ve bu değer test sonuçlarında belirtilir. Ulaşılabilen reaktif güç seviyesinde minimum 10 dakika devam edilmesinin ardından Test Sonuçları bölümünde yer alan Tablo E.17.C.1.2 ortalama değerlere göre doldurulur.
Senkron kompansatör durumu için süreç, jeneratör yüklenme eğrisi sınırına ulaşılması ile değil, bu durum için tanımlanmış Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değerine ulaşılması ile sonuçlandırılır.
Şekil E.17.C.1.4 – Düşük İkazlı Reaktif Güç Desteği Testi Uygulanışı
Test Sonuçları
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin kayıtları, yanlarında belirtilen bağlantı üzerinden alınır. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
a) Aktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
b) Reaktif Güç (Akım-Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
c) Bara Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser üzerinden)
ç) Jeneratör Terminal Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
d) İkaz Akımı veya Gerilimi (Akım-Gerilim Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
e) Stator Akımı (Akım Transformatörü/PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden )
f) İç İhtiyaç Gerilimi (Gerilim Transformatörü/Transdüser/PLC/DCS üzerinden)
g) Güç Faktörü (PLC/DCS/Transdüser/Hesaplama üzerinden)
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Aşamaları bölümünde belirtilen adımlar doğrultusunda yapılacak Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi neticesinde hazırlanacak test raporunda, test edilecek ünitenin aktif güç çıkışı nominal seviyesinde, minimum kararlı üretim düzeyinde ve nominal seviyesi ile minimum kararlı üretim düzeyi arasındaki ortalama değerde sabitlenerek başlayan her bir test aşaması için aşağıda yer alan Tablo-E.17.C.1.1 ve Tablo-E.17.C.1.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Benzer şekilde senkron kompansatör olarak test edilen ünite için de belirtilen tabloların doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.1.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
TabloE.17.C.1.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna üretici tarafından temin edilen aşağıdaki bilgi ve belgeler de eklenir:
Jeneratör Yüklenme Eğrisi
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Ünitenin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen nominal aktif gücü (Pnom)
Türbin tipi (Hidroelektrik, Gaz, Buhar)
Ünitenin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi (MW)
Jeneratörün nominal görünür gücü (MVA)
Jeneratörün nominal terminal gerilimi (kV)
Jeneratör anma (rated) rotor (field) akımı/gerilimi
İkaz sistemi (exciter) anma (rated) akımı/gerilimi
Jeneratörün bağlı olduğu yüksek gerilim barasının (yükseltici ana transformatör sonrası gerilim) nominal gerilimi
Jeneratörün nominal güç faktörü değeri
Jeneratörün soğutma tipi (doğrudan hava / su-hava / su-hidrojen)
Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Yükseltici (Step-Up) Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
Yükseltici Transformatörün test sırasındaki mevcut kademe değeri
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman) (V/f limitleme, V/f trip, Aşırı İkaz Limitleme, Aşırı İkaz Trip, Stator Akım Limitleme, Yüksek Gerilim Trip, Düşük İkaz Limitleyicisi, İkaz Kaybı trip, Düşük Gerilim Trip)
Test Kabul Kriterleri
Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testi kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerine, bu değerlerin %10’luk toleransı dahilinde ulaşmalıdır.
Test edilen ünite, jeneratör ve senkron kompansatör olarak belirlenen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu MVAR değerlerini en az 10 dakika boyunca sağlamalıdır.
(a) ve (b) bentlerinde belirtilen kriterlere ulaşılamaması halinde dahi, testin başarılı kabul edileceği istisnai durumlar aşağıda belirtildiği şekildedir.
1. Aşırı ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi üst çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple aşırı ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
2. Düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen, generatör terminal gerilimi alt çalışma sınırına ulaşması ve bu sebeple düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
3. Benzer şekilde, aşırı/düşük ikazlı testler esnasında E.17.C.1’in ikinci fıkrasında belirtilenlerin yapılmasına rağmen test edilen üniteye bağlı iç ihtiyç barasının kabul edilebilir maksimum/minimum gerilim seviyesine ulaşması sebebiyle aşırı/düşük ikazlı zorunlu MVAR değerine ulaşılamaması durumunda, ilgili durum testi gerçekleştirmeye yetkili bağımsız test firması tarafından belgelendirilerek test başarılı kabul edilir.
E.17.C.2. RÜZGÂR ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Rüzgâr Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri üretim tesisinin sisteme bağlantı noktasında/noktalarında üretim tesisi bazında gerçekleştirilecek ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi bazında hazırlanır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gereklidir.
Reaktif güç destek hizmeti performans testleri öncesinde üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından ilgili Bölgesel Yük Tevzi Merkezi ve/veya TEİAŞ MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.
Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için reaktif güç destek hizmeti performans testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak üzere iki kısımdan oluşmaktadır.
Bu testler sırasında, tüm üniteler devrede olmalı, bu mümkün değilse, ünitelerin en az %80’i devrede olmak zorundadır. Ayrıca üretim tesisi gerilim kontrolcüsü devrede olmalı, sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans ve droop değerleri doğrultusunda çalışıyor olmak zorundadır.
Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu) getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyon sağlanır.
Testler sırasında üretim tesisinin ilgili yan hizmet anlaşma metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılır.
Test edilecek üretim tesisinin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, üretim tesisinde kullanılan ünite teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilecek ve bu bilgiler, test raporuna eklenir.
Veri kayıt cihazı, ölçülen değerleri, zaman bilgisiyle kayıt edebilecek özellikte olmak zorundadır.
Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmak zorundadır. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı, belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.
E.17.C.2.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Bu testin hedefi, rüzgara dayalı üretim tesisinin Şebeke Yönetmeliği Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar; gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla arttırılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa, testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır).
4.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
b) Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. Üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa; varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaşana kadar, gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla azaltılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan üniteler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla üniteler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın insiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır.)
4.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Test Sonuçları
Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilecektir. Bu sinyallerin yanısıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır (1 saniye veya daha kısa sürede en az bir veri).
Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında, test edilecek üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve rüzgar koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.2.1 ve Tablo E.17.C.2.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.2.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Tablo E.17.C.2.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir:
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Üretim tesisinin kabul tutanakları ya da Üretim Lisansında belirtilen kurulu gücü (MW)
Ünite Teknolojileri
Sistem(Bağlantı Noktası) nominal gerilimi (kV)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşma’sında tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Ana Transformatör Nominal Primer ve Sekonder Gerilimi
Ana Transformatör empedansı (%), X/R Oranı, ve nominal görünür güç değeri ( MVA)
Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz, değişim yüzdeleri)
Koruma ve Limitleme Bilgileri (Değer/Zaman)
Test Kabul Kriterleri
Test edilen üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.
Test edilen üretim tesisi, sistem koşulları sebebiyle, üniteler gerilim limitlerine ulaşmış olmasına rağmen, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında üretim tesisi, aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir. Her iki durumda, üretim tesisinin zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının sebebi, belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.
E.17.C.2.2 Üretim Tesisi Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi
Test Hedefi
Bu testin hedefi, rüzgara dayalı üretim tesisinin TEİAŞ tarafından belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır. Bu test bağlantı anlaşması 3/1/2013 tarihinden sonra yapılmış olan rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinde yapılır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında, üretim tesisi aktif çıkış gücü, rüzgar koşullarına bağlı olarak kurulu gücünün %60’ı ile %100’ü arasında bir değerde iken, gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak gerçekleştirilir.
Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde, ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak, üretim tesisinin toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.
Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır. Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.
Test Sonuçları
Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kayıt edilir. Bu sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler, belirtildiği şekilde isimlendirilerek, TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Kabul Kriterleri
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop) değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.2.3’de belirtilen değerlere Şekil E.17.C.2.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde ulaşmalıdır.
Tablo E.17.C.2.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri
Şekil E.17.C.2.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri
E.17.D. OTURAN SİSTEMİN TOPARLANMASI HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Oturan Sistemin Toparlanması Hizmeti Performans Testleri, Ünite Toparlanma Testi ve Üretim Tesisi Toparlanma Testi olmak üzere iki aşamadan oluşmaktadır. TEİAŞ aşağıda belirtilen aynı test adımlarının takip edileceği ancak tam anlamıyla gerçek şebeke koşulları yansıtacak şekilde (boş hatların enerjilendirilmesi, ada modu kararlığı), bu hizmeti sunacak üretim tesisini ve bağlı olduğu bir bölgeyi enterkonnekte sistemden izole ederek, bir üretim tesisi toparlanma testini, sistem testi olarak gerekli gördüğünde gerçekleştirebilir.
Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemi ile bağlantısı mevcut iken, sadece testin gerçekleştirileceği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjisiz bırakılıp acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Ünite Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin, bu hizmeti sunacak tüm ünitelerinde gerçekleştirilmesi esastır.
Üretim Tesisi Toparlanma Testi ise, ilgili üretim tesisinin tüm çıkış fiderlerinin ya da iç ihtiyaç baralarının izole edilmesi suretiyle iletim sistemi ile bağlantısı tamamen koparılmışken, test edilecek ünitenin, iç ihtiyaç barasının acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenerek devreye alınması suretiyle gerçekleştirilir. Üretim Tesisi Toparlanma Testi, ilgili üretim tesisinin iletim sistemiyle bağlantısının olmadığı durumda tek bir ünite seçilerek yapılır.
Şekil E.17.D.1: İç ihtiyaç ve acil durum jeneratörü genel elektriksel bağlantı konfigürasyonları
(4) Oturan Sistemin Toparlanması hizmetini sunacak üretim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 1 veri olmak zorundadır. Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup santral kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Kayıt techizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve test esnasında ölçülen değerler zaman bilgisiyle birlikte kayıtedilebilmelidir. Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Harici olarak kullanılacak veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
E.17.D.1 Ünite Toparlanma Testi
Test Hedefi
Ünite Toparlanma Testi’nin amacı, test edilen ünitenin toparlanma yeteneğinin ve ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Ünite toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite devrede ve ilgili üretim programı doğrultusunda yüklenmiş durumda iken aşağıdaki şekilde yapılır.
MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirildiği ünite kademeli bir şekilde yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası sistemden izole edilir (Örnek olarak Şekil E.17.D.1’de verilen iki konfigürasyonda CB1 ve CB3 kesicilerinin açılması). Mevcut santral elektriksel bağlantı konfigürasyonu gereği, sadece tek bir ünitenin iç ihtiyacının izole edilerek acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenme durumu sağlanamıyorsa, bahsi geçen ünite toparlanma testi için test adımları, mevcut santral konfigürasyonunda yapılacak manevraların tek hat şemasında belirtilmesi suretiyle, test öncesinde revize edilerek, TEİAŞ’ın onayına sunulmalıdır.
Acil durum jeneratörü devreye alınarak, testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanlarının enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrulutusunda yüklenir.
İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebeb vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da santral servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarının sağlanmasına dikkat edilmelidir.
İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünitebelirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda yüklenir.
Test Sonuçları
(3) Ünite Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
(4) Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
E.17.D.2. Üretim Tesisi Toparlanma Testi
Test Hedefi
Üretim Tesisi Toparlanma Testi’nin amacı, gerçek bir sistem oturması durumunda, ilgili üretim tesisinde yer alan ve bu hizmeti sunacak ilgili ünitenin acil durum jeneratörü vasıtasıyla devreye girebilmesinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Üretim tesisi toparlanma testi, testin gerçekleştirileceği ünite haricinde diğer tüm üniteler devre harici iken aşağıdaki şekilde yapılır.
MYTM/BYTM’nin bilgilendirilmesinin ardından ilgili talimatlar doğrultusunda testin gerçekleştirileceği ünite kademeli bir şekilde, yükü azaltılarak servis harici edilir. Bu süreçte tüm acil durum jeneratörleri devre harici olmalıdır.
İlgili üretim tesisindeki tüm iç ihtiyaç baraları, iç ihtiyaç bara kesicisi ya da tüm çıkış fiderleri açılarak izole edilir.
Acil durum jeneratörü devreye alınarak, üretim tesisinin gerekli iç ihtiyaç baraları ve testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç barası enerjilendirilir.
Testin gerçekleştirildiği ünitenin yardımcı ekipmanları enerjilendirilerek acil durum jeneratörü tarafından beslenmesi sağlanır.
İlgili ünitenin iç ihtiyacı acil durum jeneratörü vasıtasıyla beslenirken, gerekli koşulların sağlanmasının ardından, ünite devreye alınarak, MYTM/BYTM talimatları doğrultusunda yüklenir.
İlgili ünitenin işletme prosedürleri doğrultusunda belirlenmiş çıkış gücü seviyesinde, ünitenin çıkış gücünde herhangi bir inkıtaya sebep vermeden, iç ihtiyacı, ilgili üretim tesisinin konfigürasyonuna göre, ünite yardımcı transformatörüne (örnek Konfigürasyon 1) ya da servis transformatörüne (örnek Konfigürasyon 2) aktarılır. Bu durumda, iç ihtiyaçta dolaylı olarak da ünite çıkış gücünde bir inkıtaya ya da devre harici olmaya sebep olmamak için acil durum jeneratörünün otomatik servis harici edilmesi ya da şebeke ile acil durum jeneratörünün senkronizasyon koşullarına dikkat edilmelidir.
İç ihtiyacın normal konfigürasyon ile beslenmesinin ve acil durum jeneratörünün devre harici edilmesinin ardından, MYTM/BYTM talimatları dikkate alınarak, ilgili ünite ve diğer üniteler belirlenmiş üretim programı ya da yük alma talimatları doğrultusunda devreye alınır ve yüklenir.
Test Sonuçları
Üretim Tesisi Toparlanma Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanısıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınacaktır. Kayıt altına alınan verilerin kaynağı, doğruluğu ve güvenilirliği testi gerçekleştiren yetkili test firmasının sorumluluğundadır.
Acil durum jeneratör aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminali aktif güç çıkışı (MW)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin iç ihtiyaç bara gerilimi (kV)
Testin gerçekleştirildiği ünitenin jeneratör terminal gerilimi (kV)
Test Kabul Kriterleri
Testin gerçekleştirildiği ünitenin planlı olarak servis harici edilmesi, iç ihtiyaç barasının enerjisinin sıfırlanması ve hizmeti sunacak üniteye “devreye gir” talimatının verildiği andan itibaren ilgili ünitenin iç ihtiyacının şebekeye aktarılması anına kadar geçen süre, 15 dakikayı geçmemelidir.
E.17.E. ANLIK TALEP KONTROL HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri hizmeti sağlayacak tüzel kişinin tüketim tesislerinin anlık talep kontrol rölesine bağlı tüketim noktalarında sağlanması gereken teknik özelliklerin tespit edilmesini teminen yapılır. Anlık Talep Kontrol hizmetini sunacak tüketim tesislerinin tümünde bu testler gerçekleştirilir. İlgili tüketim tesisinde bu hizmete katılacak birden çok tüketim noktası bulunuyorsa Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri bu hizmete katılacak her tüketim noktası için ayrı ayrı gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin anlık talep kontrolü performans test raporu ve sertifikası her tüketim noktası için ayrı ayrı hazırlanır.
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri öncesinde, hizmeti sağlayacak tüzel kişi ilgili tüketim tesislerinde gerekli ayarlamalar ile TEİAŞ tarafından belirlenen teknik kriterleri sağlayan röle yatırımı; sayaç, tesisat ve gerekli diğer donanıma ilişkin yatırımları tamamlamış olmak zorundadır.
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri, anlık talep kontrol rölelerine test frekans sinyali uygulanarak gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili tüketim tesisinin sorumluluğundadır.
Testler sırasında ölçümü yapılan her bir değer için örnekleme oranı saniyede 10 veri olmak zorundadır (100 milisaniyede 1 veri). Testler sırasında yapılacak kayıtlar için testi gerçekleştiren yetkili firma tarafından sağlanan ve ilgili sinyalleri harici bağlantı yoluyla ölçebilen kayıt teçhizatının kullanılması esas olup olup tüketim tesisinin kendi sistemlerinden sağlanan kayıt dosyaları ya da iletişime dayalı veri kayıt yöntemleri kullanılmamalıdır. Harici olarak bağlanacak veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfı en az %0,2 olmalı ve ölçülen değerleri zaman bilgisiyle birlikte kayıt yapabilecek özellikte olmak zorundadır. Veri kayıt teçhizatının kalibrasyon sertifikası en fazla üç yıllık olmak zorundadır.
Test Hedefi
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin amacı, test edilen tüketim tesislerinde yer alan ve bu hizmete katılacak tüketim noktalarının talebinin, sistem frekansının TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine düşmesi durumunda anlık talep kontrol röleleri vasıtasıyla otomatik olarak kesilebildiğinin doğrulanmasıdır.
TestAşamaları
Anlık Talep Kontrolü Hizmeti Performans Testleri gerçekleştirilirken aşağıdaki işlemler yapılır. Testlere başlamadan önce, tüketim tesisi anlık talep kontrolü hizmetine katılmak için sunmayı taahüt ettiği anlık talep kontrolü yedek miktarı kadar tüketim miktarına sahip olmak zorundadır.
Test edilecek tüketim noktasında anlık talep kontrol rölesine şebeke frekansı bilgisi yerine simüle test frekans sinyali uygulanacak ve frekans, 0,1 Hz/s hızla azaltılır.
Uygulanan simüle test frekans sinyali, hizmetin sağlanacağı frekans seviyesine ulaştıktan sonra anlık talep kontrol rölelerinin, ilgili tüketim noktasındaki tüm talebi kesip kesmedeği kontrol edilir.
Test Sonuçları
Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testleri sırasında, aşağıda belirtilen sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali (Hz)
Anlık talep kontrol rölesinin gecikme süresi (s)
İlgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı (MW)
Röle açık kapalı sinyali
Testler sırasında kaydı yapılan sinyaller, metin biçimli (ASCII/Text) veri kayıt dosyası olarak TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde, test tutanağına ve test raporuna CD/DVD ortamında eklenerek TEİAŞ gözlemcisine teslim edilir. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığı belgeleri ile birlikte test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Anlık talep Kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyali ve ilgili tüketim noktasında ölçülen yük miktarı Şekil E.17.E.1’de belirtildiği şekilde grafikte gösterilir ve bu grafik test raporuna eklenir.
Şekil E.17.E.1 – Test Frekans Sinyali ve Talep Eğrileri
Test Kabul Kriterleri
Testi gerçekleştirmeye yetkili firma tarafından yapılacak Anlık Talep Kontrol Hizmeti Performans Testlerinin kabul kriterleri, aşağıda belirtildiği şekildedir:
Anlık talep kontrol rölesine uygulanan simüle test frekans sinyalinin TEİAŞ tarafından belirlenen frekans seviyesine ulaşmasından itibaren 400 ms’den daha kısa bir süre içerisinde (istatistiksel gecikme süresi de dahil olmak üzere), ilgili tüketim noktasında talep tamamen kesilmiş olmak zorundadır. (Tg ≤ 400 ms)
EK 18
RÜZGAR VE GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİNİN ŞEBEKE BAĞLANTI KRİTERLERİ
E.18.1 KAPSAM
Bu kriterler, aşağıda belirtilen üretim tesislerine uygulanır:
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri
Dağıtım sistemine orta gerilim seviyesinden bağlı güneş enerjisine dayalı lisans sahibi fotovoltaik üretim tesisleri
Kurulu gücü 10 MW ve üzerinde olan dağıtım sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı lisans sahibi üretim tesisleri
Bu ekte yer almayan konular için bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri geçerlidir.
E.18.2 ÜRETİM TESİSLERİNİN ARIZA SONRASI SİSTEME KATKISI
İletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasındaki şebeke faz-faz geriliminin Şekil E.18.1’de verilen 1 numaralı ve 2 numaralı bölgelerde kaldığı süre boyunca, herhangi bir fazda veya tüm fazlarda oluşan gerilim düşümlerinde ilgili üretim tesisleri şebekeye bağlı kalmalıdır.
Şekil E.18.1 İletim veya Dağıtım Sistemi Bağlantı Noktasındaki Şebeke Faz-Faz Gerilimi
Arıza sırasında gerilim düşümünün 1 numaralı bölgede kaldığı durumlarda, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %20’si oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Arıza sırasında gerilim düşümünün 2 numaralı bölgede kaldığı durumlarda ise, üretim tesisi aktif gücü, arıza temizlendikten hemen sonra saniyede nominal aktif gücünün en az %5’i oranında artırılarak, üretilebilecek maksimum aktif güç değerine ulaşmalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında meydana gelen ±%10’a kadar olan gerilim dalgalanmaları (0,9pu – 1,1pu) normal işletme koşulları olup, ilgili üretim tesisleri E.18.6 Reaktif Güç Desteği Sağlanması bölümünde belirtilen esaslara uymalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ±%10’dan büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgar türbin jeneratörü ve/veya fotovoltaik güneş santrallerindeki her bir invertör tasarlanmış geçici rejim anma değerlerini aşmadan, gerekirse nominal akımın %100’üne varacak seviyelerde, endüktif veya kapasitif yönde maksimum reaktif akım desteği sağlamalıdır. Bu geçici rejim maksimum reaktif akım destek değerine %10 hata payı ile 60 ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilmelidir.
E.18.3 AKTİF GÜÇ KONTROLÜ
İletim sistemine bağlı rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesislerinde Yönetmeliğin 63 üncü maddesinde tanımlanan acil durumlarda aktif güç kontrolü yapılabilir. Üretim tesisinin aktif güç çıkışı, gerektiğinde TEİAŞ tarafından gönderilecek sinyallerle, santralın o anki şartlarda emreamade gücünün %20-%100’ü arasında otomatik olarak kontrol edilebilir olmalıdır. Bu kapsamda;
a) Kurulu gücü 100 MW ve altında olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %5’ini geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %5’inden az olmamalıdır.
b) Kurulu gücü 100 MW’ın üzerinde olan üretim tesisleri için, yük alma hızı dakikada santral kurulu gücünün %4’ünü geçmemelidir, yük atma hızı ise dakikada santral kurulu gücünün %4’ünden az olmamalıdır.
Şebeke kısıtları ve benzeri nedenlerle ilgili üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılabilmesi amacıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezince belirli süreler için gönderilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarlarının azaltılmasının sağlanabilmesi için üretim tesislerinde gerekli sistem TEİAŞ SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
Şebeke kısıtları, acil durum veya benzeri nedenlerle, dağıtım sistemine bağlı lisans sahibi üretim tesislerinde üretim azaltılması yapılması amacıyla gönderilebilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarının azaltılmasının sağlanması amacıyla ilgili üretim tesislerinde gerekli sistem, dağıtım şirketleri/dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgelerinin mevcut/kurulacak SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
E.18.4 FREKANS TEPKİSİ
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri çalıştığı süre boyunca aşağıda yer alan şekil E.18.2’deki frekans aralıkları esas olmak üzere üretim yapmalıdır.
Söz konusu santralların tasarım ve çalışması esnasında aşağıdaki tablo E.18.1’de yer alan frekans çalışma aralıklarındaki çalışma süreleri esas alınacaktır.
Tablo E.18.1 Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri için frekans aralıklarındaki çalışma süreleri
Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili üretim tesisinde şebeke frekansının 50,2 Hz’in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgar türbini ve/veya güneş paneli grubu devreye girmemelidir ve üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü Şekil E.18.2’de verilen güç-frekans eğrisi sınırları içinde kalacak şekilde olmak zorundadır.
Şekil E.18.2 Güç-Frekans Eğrisi
Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, şebeke frekansı 47,5-50,3 Hz aralığında olduğu sürece emreamade gücünün tamamını üretebilecek özellikte olmak zorundadır. Şebeke frekansının 50,3 Hz’in üzerine çıkması durumunda ilgili üretim tesisleri, Şekil E.18.2’de verilen aktif güç-frekans karakteristiklerini takip ederek %4 hız düşümü değerini sağlayacak şekilde yük atmalı ve 51,5 Hz’de ise tamamıyla devre dışı olmak zorundadır.
E.18.5 REAKTİF GÜÇ KAPASİTESİ
Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.3’de; güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri ise, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.4te koyu çizgilerle belirtilen sınırlar dahilindeki reaktif güç değerleri için her noktada sürekli olarak çalışabilir olmak zorundadır.
Şekil E.18.3 Rüzgar Santralı Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Şekil E.18.4 Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri
Reaktif Güç Kapasite Eğrisi
Belirlenen ve yan hizmet anlaşmaları ile kayıt altına alınan bu zorunlu reaktif güç değerlerine Şekil E.18.5’te belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde ulaşılabilmelidir.
Şekil E.18.5 Zorunlu Reaktif Güç Değerlerinin Bağlantı Noktası Gerilimine Bağlı Değişimi
E.18.6 REAKTİF GÜÇ DESTEĞİ SAĞLANMASI
İletim sistemine bağlı üretim tesisleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9pu ve 1,1pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil E.18.6’da belirlenmiş karakteristikler doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir.
Şekil E.18.6 Üretim Tesisleri Tarafından Sisteme Verilecek
Reaktif Güç Desteği Eğrisi
İletim sistemine bağlı üretim santralları için gerilim set değeri TEİAŞ tarafından şebeke bağlantı noktası gerilimi için verilecektir. Üretim tesisleri şebeke bağlantı noktası gerilimindeki değişikliklere Şekil E.18.6’da görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir.
Şekil E.18.6’daki grafikte “droop” değeri, %2-%7 arasında bir değer olup TEİAŞ tarafından belirlenir. (“Droop” (gerilim düşümü) değeri, üretim tesisinin reaktif çıkış gücünü 0’dan aşırı ikazlı maksimum reaktif güç değerine veya 0’dan düşük ikazlı maksimum reaktif çıkış güç değerine çıkması için şebeke geriliminde verilen gerilim set değerine göre oluşacak % gerilim değişimidir.)
İlgili üretim tesisi, iletim şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, Şekil E.18.7’deki grafikte belirtildiği üzere en geç 200 ms’de cevap vermeye başlamalı, reaktif çıkış gücü olması gereken denge değerinin %90’ına en geç 1 saniye içerisinde ulaşmalı ve en geç 2 saniye içerisinde dengeye oturmalıdır. Denge durumunda, reaktif çıkış gücünde oluşabilecek salınımların tepe değeri gerçekleşen değişimin %2’sini geçmemelidir.
Şekil E.18.7 Gerilim Değişimi Sonrası Reaktif Çıkış Gücü Tepkisi Sınırları
E.18.7 ÜRETİM TESİSİ ŞEBEKE BAĞLANTI TRANSFORMATÖRÜ
İletim sistemine doğrudan bağlı rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin şebeke bağlantı transformatörleri yük altında otomatik kademe değiştirme özelliğine sahip olmak zorundadır. Transformatörlerin sahip olması gerekli diğer özellikleri bu Yönetmelikte tanımlanmaktadır.
E.18.8 ÜRETİM TESİSLERİNCE TEİAŞ’A SAĞLANACAK BİLGİLER
İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Rüzgar türbinlerinin sayısı ve her bir rüzgar türbininin MWe cinsinden nominal aktif gücü ve tipi (asenkron, senkron, tip 3, tip 4, vs.).
3. Türbinlerin şebekeye bağlantı şekli (doğrudan bağlı; çift uyartımlı asenkron jeneratör, AC/DC/AC çeviricili senkron jeneratör).
4. Rüzgar türbinlerinin minimum ve maksimum rüzgar hızı değerlerindeki işletim durumu (rüzgar hızına göre rüzgar türbinlerindeki üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, TS EN IEC 61400-12 standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, TS EN IEC 61400-21, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan rüzgar türbinlerinin statik ve dinamik modelleri. Bu kapsamda, türbinlerin statik ve dinamik verilerine ilaveten, rüzgar çiftliğindeki kablo sisteminin de statik veri detayları (gerilim seviyesi, kesit, uzunluk, vs).
8. Rüzgar çiftliklerinin master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi ve rüzgar türbinlerinin yerinin coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
İletim sistemine bağlı güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisi için TEİAŞ ile yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler sunulur:
1. Güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin MWe olarak toplam kurulu güç kapasitesi.
2. Güneş panelleri ve invertörlerin sayısı ve her bir invertörün MWe cinsinden nominal aktif gücü ve invertörün teknik özellikleri,
3. İnvertörlerin şebekeye bağlantı şeması.
4. Güneş panellerinin minimum ve maksimum ışınım değerlerindeki işletim durumu (ışınım değerine göre güneş panellerinin üretim değişimini gösteren grafikler).
5. Gerilim ve akım harmonikleri ile fliker etkisini sınırlandırmak üzere kurulacak sistemlerin tipi ve etiket değerleri.
6. TS EN ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC 61727, IEC 61000-3-6, IEC 61000-3-7 ve IEC 61000-3-13 standartlarına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme ve güç kalitesi kararlı durum analiz raporları.
7. Sistem etütlerinde kullanılmak üzere tesis edilecek olan güneş panel ve invertörlerinin statik ve dinamik modelleri.
8. Güneş santrallarının master kontrolcü fonksiyonel şemaları ve matematiksel modelleri ile set edilen parametreleri.
9. Bölgesel 1/25.000’lik coğrafik harita üzerinde tesis edilecek güneş enerjisine dayalı üretim tesisi ve coğrafi koordinatları.
10. TEİAŞ tarafından ihtiyaç duyulabilecek diğer veriler.
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca, ilgili yan hizmete katılımı zorunlu olan yeni bir üretim tesisinin ticari işletmeye geçebilmesi için, tesislerin adına kayıtlı olduğu tüzel kişi tarafından, Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin dördüncü fıkrası gereği, TEİAŞ ile ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanmasını ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesini müteakiben, sağlayacakları yan hizmetlerin “kayıt, izleme ve kontrolü” ve rüzgar tahmin ve izleme sistemi için, tanımlanacak parametre ve değişkenleri, belirlenen veri formatı ve veri iletim süreci dahilinde TEİAŞ’a sunulur.
E.18.9 RÜZGAR ENERJİSİ SANTRALLARININ İZLENMESİ
Lisanslı olan tüm rüzgar enerjisi santralları, merkezi Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünde olan Rüzgar Gücü İzleme ve Tahmin Merkezinden (RİTM) ve dolayısıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezlerinden izlenmesini sağlamak üzere gerekli altyapıyı kurar. Teknik donanımların taşıyacağı özellikler Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü internet sayfasında yayımlanır.
EK 21
Manevra Formunu Hazırlayan Kontrol Eden
EK 22
EK-23
VERİ ÇİZELGELERİ
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 1/9
ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ
SANTRAL: _________________________ TARİH: _____________
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri
(**) Standart Planlama Verileri
(***) Üretim grubu no.1
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 2/9
(*) Ayrıntılı Planlama Verileri,
(**) Standart Planlama Verileri
(***) Üretim tesisi
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 3/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 4/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 5/9
Notlar:
(*) Yüksek Basınç
(**) Orta Basınç
Yukarıdaki seçenek 1 kapsamında istenen veri kalemleri sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir.
TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan veri kalemlerini vermelidir.
Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri sunmalıdır.
TEİAŞ aynı zamanda bağlantı şartlarında da yer alan tarihleri kontrol etmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 6/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 7/9
Ünite hız regülatörünün seçilebilir ölü bant teçhizatı yoksa sadece ölü bandın fiili değeri verilmelidir.
İB4 kapsamında sunulan veriler yan hizmet anlaşmasını engelleme amacı taşımamaktadır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 8/9
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 1
Sayfa 9/9
NOT:
Kullanıcılar, santrallar da dahil olmak üzere TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için gerekli olan verileri gösteren Çizelge 4 ve Çizelge 11’e bakmalıdırlar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 1/3
ÜRETİM PLANLAMASI PARAMETRELERİ
Bu çizelgede TEİAŞ’a işletme planlaması zaman çizelgelerinin hazırlanması için gerekli üretim grubu üretim planlaması parametreleri yer almaktadır.
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir.
Doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloklarına referans verildiğinde, uygun yerlerde “GR1” sütunu ve diğerleri okunurken “A,B,C,D” şeklinde değiştirilmelidir.
Santral: _________________________
Üretim Planlaması Parametreleri
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 2/3
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 2
Sayfa 3/3
NOTLAR:
1. Doğrudan bağlı bir santral içinde değişik üretim gruplarına olanak vermek için işletmecisi aynı üretim grupları her biri en fazla dört tane olan senkronizasyon gruplarından birine tahsis edilmelidir. Bir senkronizasyon grubu içinde tek bir senkronizasyon süresi geçerli olacaktır, fakat senkronizasyon grupları arasında sıfır senkronizasyon süresi olduğu varsayılacaktır.
2. Bir üretim grubunun senkronize blok yükten kurulu güce yüklenme hızının MW seviye 1 ve MW seviye 2 olarak gösterilen iki ara yükten üç aşamalı olarak değişimi karakteristik olarak gösterilmiştir. MW seviye 1 ve MW seviye 2 değerleri üretim grupları için farklı olabilir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 1/3
ÜNİTELERİN DEVRE DIŞI KALMA PROGRAMLARI,
KULLANILABİLİR GÜÇ VE SABİT KAPASİTE VERİLERİ
Aksi belirtilmediği sürece, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki bir ünite için bilgiler ünitelere göre, iletim sistemine doğrudan bağlı bir santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu için bilgiler bloklara göre verilir. Dış enterkonneksiyonlar ile ilgili anlaşmalar bilgileri de kapsar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 2/3
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 3
Sayfa 3/3
Not: 1. Güncelleme zamanı sütununda verilen hafta numaraları içinde bulunulan yıla ait standart haftaları göstermektedir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 1/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 2/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 3/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 4/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 5/7
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 6/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 4
Sayfa 7/7
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transient Aşırı Gerilim Değerlendirmesi için Gerekli Bilgiler APV
Aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından kullanıcılardan TEİAŞ ile ilgili kullanıcı arasındaki bir şalt sahası ile ilgili olarak istenebilir. Kullanıcı sistemlerine dahil üçüncü bir tarafın sistemin işletilmesi üzerindeki etkisi de bu bilgilerde yer almalıdır.
(a) Akım ve gerilim transformatörlerinin buşinglerinin, mesnet izolatörlerinin, ayırıcıların, kesicilerin, parafudurların ve bunun gibi teçhizatın yerleşim planları, boyutları ve şalt sahası fiziki projeleri dahil olmak üzere verilecektir. Bu teçhizatın elektriksel parametreleri de verilecektir.
(b) Baraya bağlı hatların ve kabloların elektriksel parametreleri ve tesisine ilişkin ayrıntıları. teçhizatın baraya bağlı veya bir transformatörün tersiyer sargısına veya kablolar ve hatlar vasıtasıyla ilgili baraya bağlı transformatörlerin (varsa nötr topraklama empedansı veya topraklama transformatörleri dahil olmak üzere, seri reaktörlerin ve şönt kompanzasyon teçhizatının elektriksel parametreleri),
(c) Baraya doğrudan veya hatlar veya kablolar vasıtasıyla bağlı teçhizatın temel izolasyon seviyeleri,
(ç) Baradaki ve baraya bağlı hatların ve kabloların çıkış noktalarındaki aşırı gerilim koruması cihazlarının özellikleri,
(d) TEİAŞ iletim sistemine bir ara transformatör olmaksızın doğrudan veya dolaylı olarak bağlı her bir transformatörün orta gerilim çıkışlarındaki arıza sayısı,
(e) 400 kV, 154 kV ve 66 kV’de çalışan transformatörler için; üç veya beş çekirdekli veya tek fazlı ve nominal gerilimdeki manyetik akı yoğunluğunda çalışma tepe değeri,
(f) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman.
Harmonik Çalışmalar (APV)
İletim ve kullanıcı sistemleri üzerindeki harmonik bozulmasının incelenebilmesi için Çizelge 4 kapsamında verilmemiş olan aşağıdaki bilgiler TEİAŞ tarafından istenebilir
(a) Kullanıcının iletim sisteminin havai hatlar ve yeraltı kabloları devreleri ayrılmalı ve aşağıdaki veriler her bir tip için ayrı ayrı verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci
Pozitif bileşen reaktansı
Pozitif bileşen suseptansı
Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafında bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim değiştirme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı
(c) Bağlantı transformatörlerin düşük gerilim noktaları için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Eşdeğer pozitif bileşen suseptansı,
Kapasitör banklarının nominal gerilimi, MVAr kapasitesi ve filtre olarak bağlanmamış ise bankı oluşturan parçaların tasarım parametreleri,
Kullanıcya ait sistem empedansının pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep MW ve Mvar,
Bağlantı noktalarındaki harmonik akım kaynakları, darbeli ark ocakları ve endüktif yüklerinin ayrıntıları
(ç) Planlı devre dışı olma koşulları ile eşzamanlı olarak devre dışı olabilecek ekipman,
Gerilim Değerlendirmesi Çalışmaları APV
TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir.
TEİAŞ tarafından ayrıntılı gerilim çalışması için talep edilebilecek bilgiler şunlardır;
(a) Kullanıcının iletim sistemine bağladığı devreler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörler için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal görünür gücü (MVA),
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Volt olarak kademe değişim aralığı,
Kademe adımlarının sayısı,
Kademe değiştiricinin türü: yükte veya boşta,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin gecikme süresi,
AVC otomatik gerilim kontrol/kademe değiştiricinin kademe içi gecikme süresi,
(c) (b)’de belirtilen transformatörlerin düşük gerilim tarafındaki noktalarda aşağıdaki veriler verilmelidir:
Dengeli pozitif bileşen suseptansı,
Reaktif kompanzasyon ekipmanının MVAr kapasitesi,
Kullanıcıya ait sistem empedansının eşdeğer pozitif bileşeni,
Asgari ve azami talep (MW ve MVAr),
Puant ve puant dışı yük koşullarının %75’indeki reaktif yükün tahmini değeri
Kısa Devre Analizleri:APV
Şalt sahası ile ilgili olarak, mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir ekipmanın kısa devre akımı nominal değerine yakın ise, TEİAŞ ayrıntılı gerilim çalışması için Çizelge 4’de yer alan bilgiler dışında başka bilgiler de talep edebilir. TEİAŞ üçüncü taraflara ait sistemin işletilmesini etkileyen senkron/asenkron motor ve üretim üniteleri ile ilgili bilgileri de talep edebilir.
(a) Kullanıcının iletim sistemindeki devreleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Pozitif bileşen direnci,
Pozitif bileşen reaktansı,
Pozitif bileşen suseptansı,
Sıfır bileşen direnci,
Sıfır bileşen reaktansı,
Sıfır bileşen suseptansı
(b) Kullanıcının iletim sistemine düşük gerilim tarafından bağlanan transformatörleri için aşağıdaki veriler verilmelidir:
Nominal MVA,
Gerilim dönüştürme oranı,
Pozitif bileşen direnci, azami, asgari ve nominal kademede,
Pozitif bileşen reaktansı azami, asgari ve nominal kademede,
Sıfır bileşen reaktansı nominal kademede,
Kademe değiştirici aralığı,
Topraklama yöntemi: doğrudan, direnç veya topraklama transformatörü ile
doğrudan topraklanmış değilse topraklama empedansı
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 5
Sayfa 1/1
KULLANICILARIN DEVRE DIŞI KALMASINA İLİŞKİN VERİLER
Not: Kullanıcılar yukarıdaki prosedür ile TEİAŞ’ın programlama safhasında sağlayacağı bilgiler için İB2’ye başvurmalıdırlar.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 6
Sayfa 1/1
BAĞLANTI NOKTALARINDAKİ YÜK KARAKTERİSTİKLERİ
Çizelge 6’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve mevcut ve üzerinde anlaşmaya varılan muhtemel bağlantılar için verilmelidir. Bu verilerin sadece TEİAŞ tarafından talep edildiği takdirde güncellenmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 7
Sayfa 1/1
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
TEİAŞ, İletim lisansında yer alan yükümlülüğü doğrultusunda, iletim sisteminin kullanım imkanları hakkında kullanıcılara bilgi vermek üzere hazırlanan bağlantı olanakları raporunuimkanları bildirimini yıllık olarak yayınlayacaktır.
Kullanıcının yatırım yapmayı planladığı bölgeye ilişkin bağlantı imkanları hususunda çok detaylı olan bazı ek bilgilere ihtiyaç duyması durumunda, TEİAŞ ile bağlantıya geçebilir. TEİAŞ kullanıcının isteyeceği saha ile ilgili ek bilgiler için bir görüşme düzenleyebilir ve bu bilgileri sağlayabilir.
İletim lisansında, TEİAŞ, iletim sistemine bağlantı ve sistem kullanımı için anlaşma şartları öne sürmeye yetkili kılınmıştır. İletim lisansı uyarınca, bu anlaşmanın şartları ile ilgili görüşmeler sırasında TEİAŞ kullanıcıya ek bilgileri vermeye yükümlüdür.
TEİAŞ TARAFINDAN KULLANICILARA SAĞLANACAK VERİLER
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8
Sayfa 1/2
TALEP PROFİLİ VE AKTİF GÜÇ VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından takvim yılının 24. haftasında verilmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 8
Sayfa 2/2
NOTLAR:
“YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır.
Talep ve aktif güç verileri TEİAŞ iletim sistemine bağlantı yapılan noktada ölçülmüş olmalı ve küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin net değeri bu talepten çıkarılmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep bu verilere dahil edilmelidir. Küçük santralların iç tüketimi kullanıcı tarafından verilen bağlantı noktasındaki talep verilerine dahil edilmelidir.
Talep profili ve aktif güç verileri bütün bağlantı noktaları da dahil olmak üzere şebeke işletmecisinin sistemi ve iletim sistemine doğrudan bağlı her müşteri için olmalıdır. Talep profili kullanıcılara TEİAŞ iletim sistemi üzerinde olabilecek sayısal azami talebi göstermelidir.
Ayrıca, talep profili TEİAŞ’ın belirleyeceği belirli günler için de verilmelidir, fakat TEİAŞ bir takvim yılında bir defadan fazla bu tür bir istekte bulunmamalıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 1/3
BAĞLANTI NOKTASI VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler kullanıcılar ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler tarafından her yılın 24.takvim haftasına kadar TEİAŞ’a verilmelidir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 2/3
Not: Yukarıdaki şebeke bağlantı noktaları için talep transfer kapasitesi ile ilgili bilgiler içinde bulunulan yılda güncellenmelidir – Çizelge 5’e bakınız.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 9
Sayfa 3/3
NOTLAR:
“YIL” “TEİAŞ Mali Yılı” anlamındadır. YIL0 içinde bulunulan mali yıla karşılık gelmektedir.
Talep verileri küçük santrallar ile müşteri santralının üretiminin neti olmalıdır. Kullanıcı sistemi içindeki müşterileri besleyen tedarikçiler tarafından karşılanan talep verilere dahil edilmelidir. Dağıtım sistemine bağlı santralların iç tüketim kullanıcı tarafından verilen talep verilerine dahil edilmemelidir.
Puant talepler çeşitli olarak bir bağlantı noktasına ilişkin olmalı ve TEİAŞ iletim sistemi üzerinde kullanıcının azami talebini göstermelidir. Bir bağlantı noktasındaki baraların ayrı bölümlerde çalışmaları planlanıyorsa baranın her bir bölümü için ayrı talep verileri verilmelidir.
Talepler hesaplanırken kullanıcı tarafından küçük santralların ve müşteri üretim ünitelerinin üretimleri yukarıda Not 2’de ve çizelgede belirtildiği şekilde dikkate alınmalı ve talepten düşülmelidir.
TEİAŞ, rüzgar, akarsu gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre değişiklik gösteren küçük santralların muhtemel üretim profilinin belirlenebilmesi için gerekli bilgileri talep edebilir.
Bir bağlantı noktasındaki toplam talebin %95’inden fazlasının senkron motorlara ait olması durumunda, azami ve asgari sürekli ikazdaki güç faktörü değerleri verilebilir.
Güç faktörü verilerinde kullanıcı sistemindeki seri reaktif kayıplar yer almalı, fakat reaktif kompanzasyon (bu değerler ayrıca Çizelge 4’te yer almaktadır) değerleri bulunmamalıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 10
Sayfa 1/1
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 10’da yer alan veriler standart planlama verileridir ve TEİAŞ iletim sistemine bir bağlantı noktasından bağlı veya bağlanacak kullanıcılar tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir. Çizelge 4’teki tek hat şemasında yer alan her bir bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.
(*) p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
(**) Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları verilmemiş ise, pozitif bileşen ile aynı
olduğu kabul edilecektir.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11
Sayfa 1/2
KISA DEVRE VERİLERİ
Çizelge 11’de yer alan veriler standart planlama verileridir ve iletim sistemine doğrudan bağlı veya dağıtım sistemine bağlı üreticiler tarafından verilmelidir. Veriler her yıl 24. haftada verilmelidir.
Ünite Transformatörlerinden akan kısa devre akımları
Ünite güç transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir. Bir üniteye bağlı birden fazla transformatör varsa, toplam kısa devre akımı verilebilir. Normal işletme koşullarında azami sayıdaki ünitenin devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, ünite panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır.
Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir.
Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir.
Not 4. p.u. gerilimin işletme değerinin nominal değerine oranıdır.
VERİ KAYIT BÖLÜMÜ ÇİZELGE 11
Sayfa 2/2
SANTRAL TRANSFORMATÖRLERİNDEN AKAN KISA DEVRE AKIMLARI
TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı santral transformatörleri için aşağıdaki bilgiler verilmelidir.Normal işletme koşullarında azami sayıdaki üretim grubunun devrede olduğu kabul edilmeli, ayrıca, santral panosuna bağlı senkron ve/veya asenkron motorların ve yardımcı üretim ünitelerinin, örneğin, yardımcı gaz türbinlerinin kısa devre akımına katkıları da gözönüne alınmalıdır. Kısa devre akımı, transformatör YG çıkış barasındaki bir kısa devre için transformatörden akan akım olarak ifade edilmelidir. Kısa devre tipi olarak üç faz toprak arızası kabul edilmelidir. Sistemin X/R oranının kısa devre akımına etkisinin belirlenebilmesi için, ayrıca aşağıdaki bilgilerin verilmesi gereklidir.
Not 1. Yukarıda verilen kısa devre öncesi gerilim en yüksek kısa devre akımını veren 0,95 ila 1,05 aralığındaki gerilimi göstermelidir.
Not 2. %100 MVA 100 MVA’nın yüzdesinin (%) kısaltmasıdır.
Not 3. Sıfır bileşen direnç ve reaktans, santral transformatöründen iletim sistemine sıfır bileşen kısa devre akımı akması durumunda verilmelidir.
EK 24
TEÇHİZATIN NUMARALANDIRILMASI VE İSİMLENDİRİLMESİ
Teçhizat numaralandırma ve isimlendirmesi için standart manevra şeması:
İki ana baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
İki ana bara + transfer baralı sistemde teçhizatın numaralandırılması ve isimlendirilmesi:
Açıklamalar:
“.....1” : Hat fideri hat ayırıcısı,
“.....2” : Hat fideri kesicisi,
“.....3” : Hat fideri bara ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 1 ayırıcısı,
“.....5” : Trafo, ünite, transfer fiderinin ana bara tarafındaki ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 2 ayırıcısı, bara bölümleyici ayırıcısı,
“.....6”: Trafo, ünite, transfer/kuplaj kesicisi,
“.....7”: Transfer fiderinin transfer bara tarafındaki ayırıcısı, trafo fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı, ünite fiderinin trafo tarafındaki ayırıcısı,
“.....9”: By-Pass veya transfer ayırıcısı,
“.....0” :Fider toprak ayırıcısı.
Teçhizat numaraları TM kumanda odasındaki ilgili pano ve şalt sahasındaki ilgili teçhizat üzerinde bulunmalıdır.
Frekans Aralığı | Minimum Çalışma Süresi
51,5 Hz ≤f≤ 52,5 Hz 10 dakika
50,5 Hz≤f<51,5 Hz 1 saat
49 Hz ≤f<50,5 Hz | Sürekli
48,5 Hz ≤f< 49 Hz 1 saat
48 Hz ≤f< 48,5 Hz 20 dakika
47,5 Hz ≤f< 48 Hz 10 dakika
İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ | İLETİM SİSTEMİNDE KULLANILACAK İNDİRİCİ GÜÇ TRANSFORMATÖRLERİNİN KARAKTERİSTİKLERİ
İşletme
Gerilimi
(kV) | TRANSFORMATÖR
GÜCÜ (MVA) | TRANSFORMATÖR
GÜCÜ (MVA) | Aynı Güçte İki
Transformatörün Paralel Çalışması | Sekonder Taraf
Kısa Devre Akımı(kA) | Empedans | Empedans | Boşta Çevirme Oranı ve
Gerilim Ayarı
İşletme
Gerilimi
(kV) | ONAN | ONAF | Aynı Güçte İki
Transformatörün Paralel Çalışması | Sekonder Taraf
Kısa Devre Akımı(kA) | (%Uk) | Baz Güç
(MVA) | Boşta Çevirme Oranı ve
Gerilim Ayarı
34,5
31,5 90 125 Hayır | <16 15 125 400 kV±12x1,25%/33,25 kV
34,5
31,5 80 100 Hayır* | <16 12 100 154 kV±12x1,25%/33,6 kV
34,5
31,5 50 62,5 Evet | <16 12 62,5 154 kV±12x1,25%/33,6 kV
34,5
31,5 25 31,25 Evet | <16 12 31,25 154 kV±12x1,25%/33,6 kV
15,8 50 62,5 Hayır | <16 16 50 154 kV±12x1,25%/16,5 kV
15,8 25 31,25 Hayır | <16 12 25 154 kV±12x1,25%/16,5 kV
15,8 16 20 Evet | <16 12 16 154 kV±12x1,25%/16,5 kV
10,5 50 62,5 Hayır | <16 17 50 154 kV±12x1,25%/11,1 kV
10,5 25 31,25 Hayır | <16 12 25 154 kV±12x1,25%/11,1 kV
6,3 25 31,25 Hayır | <16 15 25 154 kV±12x1,25%/6,6 kV
6,3 16 20 Hayır | <16 12 16 154 kV±12x1,25%/6,6 kV
* 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir | * 154/33,6 kV, 100 MVA güç transformatörleri ilgili dağıtım şirketleri ile mutabakata varılarak manevralar sırasında kesinti yaşanmaması amacı ile geçici olarak paralel çalıştırılabilir
TİP | Toplam İletken Alanı
(mm2) | MCM | Akım Taşıma Kapasitesi
(A)*** | Yazlık Kapasite
(MVA)* | Bahar/
Sonbahar Kapasite
(MVA)** | Termik
Kapasite
(MVA)***
2B, Rail 2x517 2x954 2x755 832 1360 995
2B, Cardinal 2x547 2x954 2x765 845 1360 1005
3B, Cardinal 3x547 3x954 3x765 1268 2070 1510
3B, Pheasant 3x726 3x1272 3x925 1524 2480 1825
TİP | Toplam İletken Alanı
(mm2) | MCM | Akım Taşıma Kapasitesi
(A)*** | Yazlık Kapasite
(MVA)* | Bahar/
Sonbahar Kapasite
(MVA)** | Termik
Kapasite
(MVA)***
Hawk 281 477 496 110 180 132
Drake 468,4 795 683 153 250 182
Cardinal 547 954 765 171 280 204
2B**** Cardinal 2x547 2x954 2x765 342 560 408
Pheasant 726 1272 925 206 336 247
TİP | Toplam İletken Alanı (mm2) | Akım Taşıma Kapasitesi (A) | İletim Kapasitesi (MVA)
XLPE Kablo (Bakır) | 2000 1500 987
Toprağa | Toprağa | Açık kontaklar boyunca | Açık kontaklar boyunca
400 kV için 154 kV için 400 kV için 154 kV için
1.2/50 s Yıldırım Darbe Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) | 1550 kV 750 kV 1550(+300) kV* | 860 kV*
Yıldırım Darbe Gerilimi (Güç transformatörleri için) | 1425 kV 650 kV | - | -
Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Açık şalt teçhizatı için izolasyon seviyesi) | 1175 kV | - | 900(+430) kV | -
Anahtarlama Aşırı Gerilimi (Güç transformatörleri için) | 1050 kV | - | - | -
Kesicileri ve ayırıcıları kapsayan açık şalt teçhizatı için 50 Hz – 1 Dakika Islak Dayanma Gerilimi 620 kVrms 325 kVrms 760 kVrms* | 375 kVrms*
1.Anma Değerleri
a) Normal işletme gerilimi kV rms 400 154 33 10,5
b) Max. sistem gerilimi kV rms 420 170 36 12
c) Anma frekansı Hz 50 50 50 50
ç)Sistem topraklaması | Direkt | Direkt | Direkt veya direnç üzerinden | Direkt veya direnç üzerinden
d) Max. Radio interference level μV (RIV) (1.1 Sistem geriliminde ve 1 MHz'de) | 2500 2500 | - | -
e) 3 Faz simetrik kısa devre termik akımı kA (Ith)
-Tüm primer teçhizat baralar ve bağlantılar 63 31.5 25 25
-Kısa devre süresi (sn) | 1 1 1 1
-Dinamik kısa devre akımı 2,5x(Ith) | 2,5x(Ith) | 2,5x(Ith) | 2,5x(Ith)
f) Tek faz-toprak kısa devre akımı (kA) | 35 20 15 15
2.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü Hariç)
2.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü Hariç) | 400 154 33 10,5
a) Yıldırım darbe dayanım
gerilimi kV-tepe
- Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası 1550
1550(+300) | 750
860 170 75
b) Açma-kapama darbe dayanım
gerilimi kV-tepe
- Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası 1175
(900+430) | - | - | -
c) 1 dakika güç frekansında
dayanım gerilimi (yaşta)
kV-rms
-Toprağa Karşı
- Açık Uçlar Arası 620
760 325
375 70 28
3.İzolasyon Değerleri
(Güç Transformatörü için)
-Yıldırım darbe dayanım gerilimi
kV-tepe(faz-toprak) | 1425 650 170 95 (YG nötrü)
-Açma-kapama darbe dayanım
gerilimi kV-tepe 1050 | - | - | -
-1dk. Güç frekansında dayanım
gerilimi (yaşta) kV-rms 630 275 70 38 (YG nötrü)
4.Yardımcı Servis Besleme Gerilimi :
-3faz-N AC sistem 380 V + %10 - %15,50 Hz 380 V + %10 - %15,50 Hz 380 V + %10 - %15,50 Hz 380 V + %10 - %15,50 Hz
-1faz-N AC sistem 220 V + %10 - %15,50 Hz 220 V + %10 - %15,50 Hz 220 V + %10 - %15,50 Hz 220 V + %10 - %15,50 Hz
- DC sistem 110 V (veya 220 V) + %10 - %15 110 V (veya 220 V) + %10 - %15 110 V (veya 220 V) + %10 - %15 110 V (veya 220 V) + %10 - %15
Nominal
Gerilim
KV | Planlama | Planlama | İşletme | İşletme
Nominal
Gerilim
KV | Azami | Asgari | Azami | Asgari
Nominal
Gerilim
KV | KV | KV | kV | kV
400 kV 420 kV 370 kV 420 kV 340 kV
154 kV 162 kV 146 kV 170 kV 140 kV
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 2,0
1,5
1,0
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2+0,3 (25/h) | 3
9
15
21
>21 1,5
0,5
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3 THBV: %3
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 2,0
2,0
1,5
1,5
1,0
1,0
0,7
0,7
0,2+0,5 (25/h) | 3
9
15
21
>21 2,0
1,0
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3 THBV:% 3
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 3,0
3,0
2,0
2,0
1,6
1,2
1,2
0,7
0,2+0,5 (25/h) | 3
9
15
21
>21 3,0
1,2
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,5
1,0
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4 THBV:% 4
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No. | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 3,0
1,5
1,0
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2+0,3 (25/h) | 3
9
15
21
>21 1,7
0,5
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5 THBV: %3,5
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
13
17
19
23
25
>25 4,0
2,0
1,5
1,5
1,0
1,0
0,7
0,7
0,2+0,5 (25/h) | 3
9
15
21
>21 2,0
1,0
0,3
0,2
0,2 2
4
6
8
10
12
>12 1,0
0,8
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5 THBV:% 5
Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olmayan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Tek Harmonikler
(3’ün katı olan) | Çift Harmonikler | Çift Harmonikler
Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%) | Harmonik No.
“h” | Harmonik Gerilim (%)
5
7
11
≥13 5,0
4,0
3,0
2,5 3
9
15
21 3,0
1,3
0,5
0,5 2
4
≥6 1,9
1,0
0,5
THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8 THBV:% 8
Gerilim Seviyesi (V) | Fliker Şiddeti | Fliker Şiddeti
Gerilim Seviyesi (V) | Pst (Kısa Dönem) | Plt (Uzun Dönem)
V > 154 kV 0,85 0,63
35 kV < V ≤ 154 kV 0,97 0,72
1 kV <V ≤ 35 kV 1,0 0,8
Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri | Tablo 1. Kabul Edilebilir Akım Harmonik Limitleri
Harmonik Sırası | Harmonik Sırası 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV
Harmonik Sırası | Harmonik Sırası 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 1 kV<V≤34.5 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV 34.5 kV <V≤154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV | V>154 kV
Grup | No | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL | Ik/IL
Grup | No | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000 | <20 20-50 50-100 100-1000 | > 1000 | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000
Grup | No | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000 | <20 20-50 50-100 100-1000 | > 1000 | <20 20- 50 50- 100 100- 1000 | > 1000
TEK HARMONİKLER | h<11 4 7 10 12 15 2 3,5 5 6 7,5 1 1,8 2,5 3 3,8
TEK HARMONİKLER 11≤h<17 2 3,5 4,5 5,5 7 1 1,8 2,3 2,8 3,5 0,5 0,9 1,2 1,4 1,8
TEK HARMONİKLER 17≤h<23 1,5 2,5 4 5 6 0,8 1,25 2 2,5 3 0,4 0,6 1 1,25 1,3
TEK HARMONİKLER 23≤h<35 0,6 1 1,5 2 2,5 0,3 0,5 0,75 1 1,25 0,15 0,25 0,4 0,5 0,6
TEK HARMONİKLER | h≥35 0,3 0,5 0,7 1 1,4 0,15 0,25 0,35 0,5 0,7 0,75 0,12 0,17 0,25 0,35
Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır. | Çift harmonikler kendinden önceki tek harmoniğin 0.25 katı ile sınırlıdır.
TTB | TTB 5 8 12 15 20 2,5 4 6 7,5 10 1,3 2 3 3,75 5
Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır. | Bu değerler 3 saniye çözünürlükle ölçülen 10’ar dakikalık ortalamalardır.
Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı | Ik: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum kısa devre akımı
IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni | IL: Ortak bağlantı noktasındaki maksimum yük akımının ana bileşeni
Parametre | Sembol (Birim) | Değer
İsim | -
Üretici Firma
Tipi
Servise Giriş Yılı | Yıl
Nominal Görünür Gücü | Sn [MVA]
Nominal Stator Gerilimi | Un [kV]
Nominal Hızı (50Hz’e karşılık gelen) | fn [rpm]
Stator Kaçak Reaktansı | Xl [pu]
Armatür (stator) direnci | ra [pu]
İkaz direnci için Referans Isı | Tref [oC]
D- ekseni senkron reaktansı (doymamış) | Xd [pu]
Negatif dizi empedansı | X- [pu]
Sıfır Dizi empedansı ve topraklama tipi | X0 [pu]
D- ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) | Xd' [pu]
D- ekseni alt-geçici senkron reaktansı (doymamış) | Xd'' [pu]
Q ekseni senkron reaktansı (doymamış) | Xq [pu]
Q ekseni geçici durum senkron reaktansı (doymamış) | Xq' [pu]
Q ekseni Alt geçici senkron reaktansı (doymamış) | Xq'' [pu]
D-ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti | Td'o [s]
D-ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti | Td''o [s]
Q- ekseni yüksüz (açık devre) geçici durum zaman sabiti | Tq'o [s]
Q- ekseni yüksüz (açık devre) alt geçici durum zaman sabiti | Tq''o [s]
D-ekseni kısa devre devre geçici durum zaman sabiti | Td' [s]
D-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti | Td'' [s]
Q-ekseni kısa devre geçici durum zaman sabiti | Tq' [s]
Q-ekseni kısa devre alt geçici durum zaman sabiti | Tq'' [s]
Atalet Sabiti | H [MWs/MVA]
Tref’teki ikaz direnci | Rf [Ohm]
Yüklenme Eğrisi
Açık Devre ve Kapalı Devre Eğrileri
Topraklama tipi ve Empedansı | [Ohm]
Parametre | Sembol (Birim) | Değer
İsim | -
Üretici Firma
Tipi
Nominal Görünür Gücü | Sn [MVA]
Nominal Primer Gerilim | U1n [kV]
Nominal Sekonder Gerilim | U2n [kV]
Pozitif Dizi Seri Reaktansı | x1sc [%]
Negatif Dizi seri direnci | %
Sıfır Dizi seri reaktansı ve topraklama tipi | %
Kademe Sayısı | +/-
Kademe Değişimi (toplam) | %
Topraklama tipi
Bağlantı Grubu (a.k.a. Vektör Grubu)
1. simetri, büyük harf: YG
2. simetri, küçük harf: AG
3. simetri, sayı: saat ters yönü faz yerdeğiştirme (her sayı arası 30 derece bulunmaktadır) (AG, YG’nin gerisindedir)
Azami Primer Frekans Kontrol Rezerv Kapasitesi (RPmax), % | 5 10
Hız eğimi ( sg), % | 8 4
Primer Rezerv Miktarı
Tepki Sınırları / Toleranslar
Beklenen Tepki
td | Tepkideki Gecikme Süresi
Δtd= 4 saniye, Hidroelektrik Üniteler için
Δtd= 2 saniye, Diğer Üniteler için
PGN | Ünitenin Nominal Aktif Gücü
Minimum Kapasite Alarmı
(Plant at Minimum Limit) | Minimum Kapasite Alarmı
(Plant at Minimum Limit) | (LMIN) | 0= MIN 1= OK
Maksimum Kapasite Alarmı
(Plant at Maximum Limit ) | Maksimum Kapasite Alarmı
(Plant at Maximum Limit ) | (LMAX) | 0= MAX 1= OK
Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu
(Plant in Local Control) | Santral/blok/ünite SFK Yerel İşletim Durumu
(Plant in Local Control) | (LLOC) | 1= LOCAL 0 = LOCAL OFF
Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu
(Plant in Remote Control) | Santral/blok/ünite SFK Uzak İşletim Durumu
(Plant in Remote Control) | (LREM) | 1= REMOTE 0 = REMOTE OFF
Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu
(Plant in Manual Control) | Santral/blok/ünite SFK El ile İşletim Durumu
(Plant in Manual Control) | (LMAN) | 1= MANUAL 0 = MANUAL OFF
LFC Sistemi Mikro-İşlemci Arızası Alarmı
(LFC Micro Processor Failure Alarm) | LFC Sistemi Mikro-İşlemci Arızası Alarmı
(LFC Micro Processor Failure Alarm) | (LMIC) | 1= FAILURE 0 = OK
Güç Uyumsuzluk Alarmı
(Local Power Mismatch) | Güç Uyumsuzluk Alarmı
(Local Power Mismatch) | (LPWR) | 1= OK 0 = MISMATCH
Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı
(Invalid Remote Power Demand) | Uzak Güç Talebi Bilgisi Geçersiz Alarmı
(Invalid Remote Power Demand) | (LRPD) | 1= OK 0 = INVALID
Ünite SFK İşletim Durumu
(Generator Unit Mode) | (AUTO / MANUAL) | (AUTO / MANUAL) | 1= AUTO 0= MANUAL
Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu
(Primary Frequency Control in Operation) | Ünite Primer Frekans Kontrol İşletim Durumu
(Primary Frequency Control in Operation) | (PFCO) | 1= OFF 0= ON
Ünite Adı | Yük Alma Hızı
(MW/dakika) | Yük Atma Hızı
(MW/dakika) | Hız Eğimi
Ayar Değeri (%)
Ünite–1
Ünite–2
Ünite- ...
Ünite-n
Ünite/Blok/Santral | Minimum SFK Limiti (MW) | Maksimum SFK Limiti (MW)
Ünite–1
Ünite–2
Ünite- ...
Ünite-n
Toplam Sekonder Frekans Kontrol Aralığı
(MINC ve MAXC)
Zaman | Transformatör
Kademesi | Jeneratör
MW | Jeneratör
MVAR | Jeneratör
Terminal
Gerilimi
(kV) | Bara
Gerilimi
(kV) | İkaz Akımı (A)
veya
Gerilimi
(V) | Stator
Akımı
(kA) | İç İhtiyaç
Gerilimi
(kV) | Güç
Faktörü
(cos φ)
Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler)
Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler)
Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Zaman | Transformatör
Kademesi | Jeneratör
MW | Jeneratör
MVAR | Jeneratör
Terminal
Gerilimi
(kV) | Bara
Gerilimi
(kV) | İkaz Akımı (A)
veya
Gerilimi
(V) | Stator
Akımı
(kA) | İç İhtiyaç
Gerilimi
(kV) | Güç
Faktörü
(cos φ)
Test başlangıcı (2 dk.lık ortalama değerler)
Test sonu (10 dk.lık ortalama değerler)
Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Ünitenin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı:
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Rüzgâr koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı: | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Toplam Ünite Sayısı:
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
+%1’lik basamak değişimi | -%1’lik
basamak değişimi
Gerilim Düşümü (Droop) %2 Qmax+ / 2 Qmax- / 2
Gerilim Düşümü (Droop) %4 Qmax+ / 4 Qmax- / 4
Gerilim Düşümü (Droop) %7 Qmax+ / 7 Qmax- / 7
Frekans Aralığı | Minimum Çalışma Süresi
50,5 Hz≤f<51,5 Hz 1 saat
49 Hz ≤f<50,5 Hz | Sürekli
48,5 Hz ≤f< 49 Hz 1 saat
48 Hz ≤f< 48,5 Hz 20 dakika
47,5 Hz ≤f< 48 Hz 10 dakika
EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ | EK 19
TEİAŞ
.........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ | .........BÖLGE MÜDÜRLÜĞÜ
........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | ........... MÜDÜRLÜĞÜ/GRUP BAŞMÜHENDİSLİĞİ | Form YTİM-1 Form YTİM-1 Form YTİM-1 Form YTİM-1 Form YTİM-1
.........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .........YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ 1
ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ | ÇALIŞMA İZNİ İSTEĞİ
Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./...... | No : ......./......
1 Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH
1 Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH | Çalışmanın Yapılacağı Merkez veya EİH
2 Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat
2 Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat | Servisten Çıkarılacak Teçhizat
3 Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma | Yapılacak Çalışma
4 İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi | İzni İsteyen Yetkili Kişi
5 Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası
5 Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası | Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu ve Telefon Numarası
6 BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni
6 BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni | BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni
7 İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | İşin Başlayacağı | Tarih | Tarih | Tarih | Saat | Saat | Saat
8 İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | İşin Biteceği | Tarih | Tarih | Tarih | Saat | Saat | Saat
9 Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi | Teçhizatın Servis Dışı Kalma Süresi
10 Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar | Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar
11 Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi
11 Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi | Acil Hallerde Servise Alınma Şekli ve Süresi
12 TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli
12 TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM ile Haberleşme Şekli
NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1: | NOT-1:
İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ 2
İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ | İSTENİLEN MANEVRA ÖZELLİKLERİ
1 Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli
1 Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli | Manevraya Başlama Şekli
2 Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli
2 Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli | Teçhizatın Teslim Şekli
3 Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli
3 Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli | Teçhizatın Emre Amade Hale Getirilme Şekli
NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2: | NOT-2:
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Kişi
Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir. | Açıklama:
1) İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevraları dışındaki istekler bu bölümde belirtilir.
2) TM'lerden uzak EİH çalışmalarında işbu formun 6. maddesindeki TM İşletme Teknisyeni yerine Çalışma / Koordinasyon Sorumlusunun isim ve telefon numarası yazılır.
3) Sarı Kartlamanın gerekmesi halinde, kartlama yapılacak fiderler “NOT-2” kısmında belirtilir.
EK 20
TEİAŞ | EK 20
TEİAŞ | EK 20
TEİAŞ
................. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ Form YTİM-2 | ................. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ Form YTİM-2 | ................. YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ Form YTİM-2
ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ 1
Tarih:
No:
Çalışma İzni İsteği No:
1-BYTİM'de Formu Hazırlayan Kişi:
2-Servisten Çıkarılacak Teçhizat:
Çalışmanın Tarih ve Saati:
3-Yapılacak Çalışma:
4-Çalışma / Koordinasyon Sorumlusu:
5-Çalışma İzni İsteğinin Durumu: | Uygun Görülmüştür
Uygun Görülmemiştir | Uygun Görülmüştür
Uygun Görülmemiştir
6- Çalışma İzninin Uygun Görülmeme Nedeni:
BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza
ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ 2
1- İptal İsteyen Yetkili:
2- İptalin Nedeni:
3- Kabul Eden:
4- Haber Verilen Birimler:
5- Haber Verilen Sistem Kullanıcıları ve Haberi Veren:
BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza | BYTİM Mühendisi / Başmühendisi BYTİM Müdür Yardımcısı / Müdürü
İsim İmza İsim İmza
TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ
.... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | .... YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ
MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3 MANEVRA FORMU Form YTİM-3
BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20...
BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20... | Tarih: .../.../20...
1- Manevra No 1- Manevra No 1- Manevra No 1- Manevra No 1- Manevra No
2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No 2- Çalışma İzin No
3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen
4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni
5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni 5- BYTİM’den Enerji Kesilmesi ve Verilmesini Talep Edecek
TM İşletme Teknisyeni
6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat 6- Manevra Yapılacak Teçhizat
7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi
8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler 8-Çalışan Ekipler
YTİM-1 No | YTİM-1 No | YTİM-1 No
Çekilme Saati | Çekilme Saati | Çekilme Saati
Adı Soyadı | Adı Soyadı | Adı Soyadı
Paraf | Paraf | Paraf
.....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ | .....................TRAFO MERKEZİ
AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI
SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan | Manevrayı yapan
TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ
MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ | MİLLİ YÜK TEVZİ İŞLETME MÜDÜRLÜĞÜ
MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4 MANEVRA KOORDİNASYON FORMU Form YTİM-4
Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Manevra Başlama Tarihi / Saati: | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:....
Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Manevra Bitiş Tarihi / Saati: | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:.... | Tarih: ..../..../20.... Saat:.....:....
Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat | Çalışma Yapılacak Teçhizat 400 kV................................................ EİH 400 kV................................................ EİH 400 kV................................................ EİH 400 kV................................................ EİH
Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır | Çalışma Günlük Yapılacaktır
Çalışma Yapılacak Hat Sürekli Açık Kalacaktır
Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM
Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri
Form YTİM-1 No | Form YTİM-1 No
Çalışmanın Bitirilme Saati | Çalışmanın Bitirilme Saati
Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM
Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri
Form YTİM-1 No | Form YTİM-1 No
Çalışmanın Bitirilme Saati | Çalışmanın Bitirilme Saati
Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM | Çalışma Yapılacak YTİM Bölgesi:.......................................YTİM
Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri | Çalışma İzin İstekleri
Form YTİM-1 No | Form YTİM-1 No
Çalışmanın Bitirilme Saati | Çalışmanın Bitirilme Saati
Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran | Açma Manevrasını Yaptıran
Adı Soyadı
Tarih
Manevra Saati
İmza
Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran | Kapama Manevrasını Yaptıran
Adı Soyadı
Tarih
Manevra Saati
İmza
Formu Düzenleyen | Formu Düzenleyen | Formu Düzenleyen | Formu Düzenleyen | Kontrol Eden | Kontrol Eden | Kontrol Eden | Kontrol Eden | Kontrol Eden
Adı Soyadı | Adı Soyadı | Adı Soyadı | Adı Soyadı
Tarih | Tarih | Tarih | Tarih
İmza | İmza | İmza | İmza
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ | ÜNİTE VEYA SANTRAL VERİLERİ
YIL 0 YIL 1 YIL 2 YIL
3 YIL 4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 US
SANTRAL TALEPLERİ:
TEİAŞ iletim sisteminden veya üreticinin kullanıcı sisteminden beslenen santral ile ilgili talep
Azami talep | MW
MVAr | APV(*)
APV
TEİAŞ talebinin yıllık puantının yarım saatlik belirli süre içindeki değeri | MW
MVAr | APV
APV
TEİAŞ talebinin yıllık asgari değerinin yarım saatlik belirli süre içindeki değeri | MW
MVAr | APV
APV
(Ünite transformatörleri tarafından beslenen ek talep aşağıda yer almalıdır)
ÜNİTE VEYA DURUMA GÖRE KOMBİNE ÇEVRİM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU VERİLERİ | GR 1(***) | GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 US
Coğrafi ve elektriksel konum ile sistem gerilimine göre ünitenin kombine çevrim gaz türbini bloğu hariç veya kombine çevrim gaz türbini bloğunun TEİAŞ iletim sistemi veya dağıtım sistemine bağlı ise sistem ile bağlantı noktası | Bilgiler ayrı bir yazı ile verilecektir | SPV(**)
Birden fazla bağlantı noktasının olması durumunda, kombine çevrim gaz türbini bloğunun bağlantı noktası | Bara bölüm numarası hangi baraya bağlı ise onun numarası | SPV
Ünite tipi; buhar, gaz türbini kombine çevrim gaz türbini ünitesi, rüzgar ve benzeri
Kombine çevrim gaz türbini bloğu içindeki ünitelerin listesi (hangi ünitenin hangi kombine çevrim gaz türbini bloğunun parçası olduğunu belirtilerek) sıralı kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda muhtemel konfigürasyonların ayrıntıları da ayrıca verilmelidir. | SPV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU) | ÜRETİM ÜNİTESİ (VEYA DURUMA GÖRE BLOKKOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBINI BLOĞU)
GR 1 GR 2 GR 3 GR
4 GR 5 GR 6 ÜT(***)
Tahmini çalışma düzeni; örneğin, 7 gün 3 vardiya
Nominal görünür güç | MVA | SPV(*)
Nominal aktif güç | MW | SPV+
Nominal çıkış gerilimi | kV | APV(**)
*Ünite Yüklenme eğrisi | SPV
*Kullanılabilir Kapasite (aylık olarak) | MW | SPV | Blok | Blok | Blok | Blok | Blok | Blok | Blok
Senkron üniteler için atalet sabiti | MW saniye
/MVA | SPV+
Senkron üniteler için kısa devre oranı | SPV+
Nominal MW çıkışında ünite tarafından sağlanan normal yedek yük | MW
MVAr | APV
APV
Nominal MW ve MVAr çıkışında ve nominal çıkış geriliminde nominal ikaz akımı | A | APV
İmalatçıların test sertifikalarından elde edilen ikaz akımı açık devre doyma eğrisi
%120 nominal çıkış gerilimi
%110 nominal çıkış gerilimi
%100 nominal çıkış gerilimi
%90 nominal çıkış gerilimi
%80 nominal çıkış gerilimi
%70 nominal çıkış gerilimi
%60 nominal çıkış gerilimi
%50 nominal çıkış gerilimi | A
A
A
A
A
A
A
A | APV
APV
APV
APV
APV
APV
APV
APV
EMPEDANSLAR: (Doymamış)
Dikey eksen senkron reaktansı | % MVA | APV
Dikey eksen transient reaktans | % MVA | SPV+
Dikey eksen subtransient reaktans | % MVA | APV
Yatay eksen senkron reaktansı | % MVA | APV
Yatay eksen transient reaktans | % MVA | APV
Stator kaçağı reaktansı | % MVA | APV
Bobin sargısı doğru akım direnci | % MVA | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR
2 GR
2 GR 3 GR 4 GR 4 GR 4 GR 5 GR 5 GR 6 GR 6 ÜT
Zaman sabitleri
Kısa devre ve doymamış
Dikey eksen transient zaman sabiti | Saniye | APV
Dikey eksen subtransient zaman sabiti | Saniye | SPV
Yatay eksen subtransient zaman sabiti | Saniye | APV
Stator zaman sabiti | Saniye | APV
Üretim ünitesi yükseltici transformatörü | Üretim ünitesi yükseltici transformatörü
Nominal görünür güç | MVA | SPV+
Gerilim oranı | - | APV
Pozitif bileşen reaktansı:
Azami kademe için | % MVA | SPV+
Asgari kademe için | % MVA | SPV+
Nominal kademe için | % MVA | SPV+
Pozitif bileşen direnci:
Azami kademe için | % MVA | APV
Asgari kademe için | % MVA | APV
Nominal kademe için | % MVA | APV
Sıfır bileşen reaktansı | % MVA | APV
Kademe değişimi aralığı | +%/-% | APV
Kademe değişimi adım büyüklüğü | % | APV
Yükte veya boşta kurulu gücü kademe değiştirici türü | Yükte/Boşta | APV
Kademe tipi
Bağlantı grubu | Sayısal Analog BCD
İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ
Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir. | Not: Aşağıda Seçenek 1 kapsamında istenen veriler sağlanmalıdır. Bu veriler TEİAŞ tarafından iletim sistemi üzerinde önemli etkisi bulunmayan küçük santrallar ile ilgili olmaları durumunda verilmeyebilir. TEİAŞ ile aksi yönde bir anlaşma yapılmadığı sürece üreticiler Seçenek 2 kapsamında yer alan verileri vermelidir. Üreticiler 1 Ocak 1997 tarihinden sonra devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ile 1 Ocak 1997 tarihinden sonra yenileme gibi herhangi bir sebeple tekrar devreye alınan ünite ikaz kontrol sistemleri ve test veya diğer işlemler sonucu üreticinin Seçenek 2 kapsamında belirtilen veri kalemlerinin ilgili ünite ile ilişkili olduğunu belirlediği ünite ikaz kontrol sistemleri için Seçenek 2 kapsamındaki verileri vermelidir.
Seçenek 1
İkaz devresinin dc kazancı | APV
Azami ikaz gerilimi | V | APV
Asgari ikaz gerilimi | V | APV
Nominal ikaz gerilimi | V | APV
Azami ikaz gerilimi değişim hızı:
Artan | V/Saniye | APV
Azalan | V/Saniye | APV
İkaz devresinin ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde tanımlandığı şekliyle | Şema | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
Aşırı ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri | APV
Düşük ikaz sınırlayıcısının dinamik özellikleri | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam) | İKAZ SİSTEMİ PARAMETRELERİ (devam)
Seçenek 2
İkaz düzeneği sınıfı örneğin, dönen ikaz düzeneği veya statik ikaz düzeneği ve benzeri | Yazı ile | SPV
İkaz sistemi nominal tepkisi ve | Saniye-1 APV
Nominal ikaz gerilimi ufn | V | APV
Yüksüz ikaz gerilimi ufo | V | APV
İkaz sistemi yüklü
Pozitif tavan gerilimi upl+ | V | APV
İkaz sistemi yüksüz
Pozitif tavan gerilimi upo+ | V | APV
İkaz sistemi yüksüz
Negatif tavan gerilimi upo- | V | APV
Elektrik sistemi dengeleyici Sinyali | Evet/Hayır | SPV
İkaz sisteminin ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde tanımlandığı şekliyle eğer mevcut ise PSS de dahil olarak | Şema | APV
Aşırı ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde | Şema | APV
Düşük ikaz sınırlayıcısının ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren bir blok şema şeklinde | Şema | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 3 GR 4 GR 4 GR 4 GR 5 GR 5 GR 6 ÜT
HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ
Seçenek 1
HIZ REGÜLATÖRÜ PARAMETRELERİ (TEKRAR KIZDIRICI ÜNİTELER)
YB(*) hız regülatörü ortalama kazancı | MW/Hz | APV
Hızlandırıcı motor ayar aralığı | Hz | APV
YB hız regülatörü valfı zaman sabiti | Saniye | APV
YB hız regülatörü valfı açılma sınırları | APV
YB hız regülatörü valfı hız sınırları | APV
Tekrar kızdırma zaman sabiti;tekrar kızdırıcı sistemde saklanan aktif güç | Saniye | APV
OB(**) hız regülatörü ortalama kazancı | MW/Hz | APV
OB hız regülatörü ayar aralığı | Hz | APV
OB hız regülatörü zaman sabiti | Saniye | APV
OB hız regülatörü valfı açılma sınırları | APV
OB hız regülatörü valfı hız sınırları | APV
YB ve OB hız regülatörü devresindeki | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
İvmelenmeye duyarlı parçaların ayrıntıları
Çeşitli parçaların transfer işlevlerini gösteren | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
Hız regülatörü blok şeması | Şema
HIZ REGÜLATÖRÜ PARAMETRELERİ TEKRAR KIZDIRICISI BULUNMAYAN BUHAR VE GAZ TÜRBİNLERİ İÇİN
Hız regülatörü ortalama kazancı | MW/Hz | APV
Hızlandırıcı motor ayar aralığı | APV
Buhar veya yakıt hız regülatörü
zaman sabiti | Saniye | APV
Hız regülatörü valfı açılma sınırları | APV
Hız regülatörü valfı hız sınırları | APV
Türbin zaman sabiti | Saniye | APV
Hız regülatörü blok şeması | APV | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
HİDROELEKTRİK ÜNİTELER İÇİN HIZ REGÜLATÖRÜ PARAMETRELERİ
Ayar kanadı aktivatörü | Saniye | APV
Ayar kanadı açıklık sınırı | (%) | APV
Ayar kanadı açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
Ayar kanadı kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
Suyun zaman sabiti | Saniye | APV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam) | HIZ REGÜLATÖRÜ VE İLİŞKİLİ HAREKETE GEÇİRİCİ BİLEŞEN PARAMETRELERİ (devam)
Seçenek 2
Bütün Üretim Üniteleri
İvmelenmeye duyarlı parçalar da dahil olmak üzere çeşitli parçaların transfer işlevlerini
Gösteren hız regülatörü blok şeması | APV
Hız regülatörü zaman sabiti | Saniye | APV
Hız regülatörü ölü bandı (deadband) ()
- azami ayarı
- normal ayarı
- asgari ayarı | Hz
Hz
Hz | İB4
İB4
İB4
Hızlandırıcı motor ayar aralığı | (%) | APV
Hız regülatörü ortalama kazancı | MW/
Hz | APV
Hız regülatörü hız eğimi (##)
MLP1’deki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP2’deki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP3’deki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP4’teki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP5’teki artan hız düşümü | (%) | İB4
MLP6’daki artan hız düşümü | (%) | İB4
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM ÜNİTESİ VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
Buhar türbinleri
YB valf zaman sabiti | Saniye | APV
YB valf açılma sınırları | (%) | APV
YB valf açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
YB valf kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
YB türbin zaman sabiti | Saniye | APV
OB valf zaman sabiti | Saniye | APV
OB valf açılma sınırları | (%) | APV
OB valf açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
OB valf kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
OB türbin zaman sabiti | Saniye | APV
AB valf zaman sabiti | Saniye | APV
AB valf açılma sınırları | (%) | APV
AB valf açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
AB valf kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
AB türbin zaman sabiti | Saniye | APV
Tekrar kızdırıcı sistem zaman sabiti | Saniye | APV
Kazan zaman sabiti | Saniye | APV
YB enerji oranı | (%) | APV
OB enerji oranı | (%) | APV
Gaz Türbini üniteleri
Giriş noktası valf açıklığı zaman sabiti | Saniye | APV
Giriş noktası valf açıklığı açılma sınırları | (%) | APV
Giriş noktası valf açıklığı açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
Giriş noktası valf açıklığı kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
Yakıt valfi zaman sabiti | Saniye | APV
Yakıt valfi açılma sınırları | (%) | APV
Yakıt valfi açılma hızı sınırları | % /saniye | APV
Yakıt valfi kapanma hızı sınırları | % /saniye | APV
Atık ısı dönüşüm kazanı zaman sabiti
Hidroelektrik üniteler
Hız regülatörü sürekli hız düşümü | (%) | APV
Hız regülatörü geçici hız düşümü | (%) | APV
Hız regülatörü zaman sabiti | Saniye | APV
Filtre zaman sabiti | Saniye | APV
Servo zaman sabiti | Saniye
Ayar kanalı açılma hızı | % /saniye
Ayar kanalı kapanma hızı | % /saniye
Ayar kanalı asgari açıklığı
Ayar kanalı azami açıklığı | (%)
Türbin kazancı | Birim başına
Türbin zaman sabiti | Saniye
Suyun zaman sabiti | Saniye | APV
Yüksüz akış | Birim başına
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
ÇIKIŞ KAPASİTESİ
Santraldaki bir kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda blok esaslı olarak) | MW | SPV
Asgari üretim bir santraldaki bir kombine çevrim gaz türbini bloğu durumunda blok esaslı olarak | MW | SPV
Üretim ünitelerinde kayıtlı kapasitenin üzerinde emreamade MW | MW | SPV
SİSTEMİN EMREAMADE OLMAMASI | SİSTEMİN EMREAMADE OLMAMASI
Bu veriler emreamade olmama dönemlerinin kaydedilmesi içindir.
En erken devreye alma süresi:
Pazartesi | saat/dakika | İB2 | -
Salı – Cuma | saat/dakika | İB2 | -
Cumartesi – Pazar | saat/dakika | İB2 | -
En son devre dışı olma zamanı:
Pazartesi – Perşembe | saat/dakika | İB2 | -
Cuma | saat/dakika | İB2 | -
Cumartesi – Pazar | saat/
dakika | İB2 | -
SENKRONİZASYON PARAMETRELERİ | SENKRONİZASYON PARAMETRELERİ
48 saatlik devre dışı olmadan sonra sıfırdan uzaklaşma zamanı | dakika | İB2
48 saatlik devre dışı olmadan sonra santral senkronizasyon süreleri | dakika | İB2 | - | - | - | - | - | -
Varsa senkronizasyon grubu 1’den 4’e | İB2 | -
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 2 GR 3 GR 3 GR 4 GR 4 GR 5 GR 5 GR 5 GR 6 ÜT
48 saatlik devre dışı olmadan sonra senkronize üretim | MW | APV
İB2 | -
Devre dışı olma süresi | dakika | İB2 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | -
DEVRE DIŞI OLMA DÖNEMİ SINIRLAMALARI:
48 saatlik devre dışı olmadan sonra asgari sıfırdan farklı zaman | dakika | İB2
Asgari sıfır zaman | dakika | İB2
İki vardiya sınırı (gün için azami) | No. | İB2
HIZLANMA PARAMETRELERİ
48 saatlik devre dışı olmadan sonra yüklenme hızı
(3. Sayfadaki 2. Nota bakınız)
MW Seviye 1 MW | İB2 | - | - | -
MW Seviye 2 MW | İB2 | - | - | -
APV
Ve
Senkronize üretimden MW Seviye 1’e yüklenme hızı | MW/dk | İB2
MW Seviye 1’den MW Seviye 2’ye yüklenme hızı | MW/dk | İB2
MW Seviye 2’den kurulu güce yüklenme hızı | MW/dk | İB2
Yük düşme hızları:
MW seviye 2 MW | İB2
Kurulu güçten MW Seviye 2’ye yük düşme hızları | MW/dk | APV
İB2
MW Seviye 1 MW | İB2
MW Seviye 2’den MW Seviye 1’e yük düşme hızları | MW/dk | İB2
MW Seviye 1’den desenkronizasyona yük düşme hızları | MW/dk | İB2
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ | ÜRETİM GRUBU VEYA SANTRALI VERİLERİ
GR 1 GR 2 GR 3 GR 4 GR 5 GR 6 ÜT
REGÜLASYON PARAMETRELERİ
Regülasyon aralığı | MW | APV
Senkronize durumda ve yüklü durumdayken yük düşme kapasitesi | MW | APV
GAZ TÜRBİNİ YÜKLENME PARAMETRELERİ:
Hızlı yüklenme | MW/dk | İB2
Yavaş yüklenme | MW/dk | İB2
KOMBINE ÇEVRIM GAZ TÜRBİNİ BLOĞU PLANLAMA MATRİSİ | İB2 | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz) | (lütfen ekleyiniz)
VERİ | VERİ | BİRİM | SÜRE | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
Santral:...........................
Ünite veya santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu numarası:...
Kurulu güç:.......................... | Santral:...........................
Ünite veya santraldaki kombine çevrim gaz türbini bloğu numarası:...
Kurulu güç:..........................
Santralın devre dışı olma programı | Santralın kullanılabilir gücü
GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 3 – 10 YIL İÇİN PLANLAMA
Aylık ortalama kullanılabilir gücü | MW | YIL 5 – 10 Hafta 24 SPV
Aşağıdakileri kapsayan geçici devre dışı olma programı: | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 2 İB2
Süre | Hafta | " | " | "
Tercih edilen start | Tarih | " | " | "
En erken start | Tarih | " | " | "
Devreye alma tarihi | Tarih | " | " | "
Haftalık kullanılabilir gücü | MW | " | " | "
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen cevabı | Takvim yılı3 – 5 Hafta 12
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 14
Güncellenmiş, aşağıdakileri kapsayan geçici devre dışı olma programı: | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 25 İB2
Süre | Hafta | " | " | "
Tercih edilen start | Tarih | " | " | "
En erken start | Tarih | " | " | "
Devreye alma tarihi | Tarih | " | " | "
Haftalık güncellenen kullanılabilir gücü | MW | " | " | "
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 28
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler ve muhtemel devre dışı olmalar için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 31
TEİAŞ’ın ek olarak önerdiği değişiklikler ve benzeriayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için | TEİAŞ’ın ek olarak önerdiği değişiklikler ve benzeriayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 42
Nihai gücün devre dışı olma programı üzerinde mutabakat sağlanması | Takvim yılı 3 – 5 Hafta 45 İB2
GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA | GELECEK 1 – 2 YIL İÇİN PLANLAMA
Mutabakat sağlanan bir önceki nihai gücün devre dışı olma programının güncellenmesi | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 10 İB2
Haftalık kullanılabilir güç | MW | " | " | "
VERİ | VERİ | BİRİM | SÜRE | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 12
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 14
Revize edilmiş haftalık kullanılabilir güç | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 34 İB2
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 39
TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | TEİAŞ’ın önerdiği değişiklikler veya muhtemel devre dışı olmaların güncellenmesi için Kullanıcıların cevabı | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 46
Nihai gücün devre dışı olma programı üzerinde mutabakat sağlanması | Takvim yılı 1 – 2 Hafta 48 İB2
İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA | İÇİNDE BULUNULAN YIL İÇİN PLANLAMA
Güncellenmiş nihai gücün devre dışı olma programı | İçinde bulunulan yıl
Gelecek Hafta 2’den yıl sonuna 1600
Çarşamba | İB2
Haftalık puantta kullanılabilir güç | MW | " | " | "
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | İçinde bulunulan yıl 1700
Gelecek Hafta 8’den Hafta 52’ye | Cuma
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Gelecek 2 - 7 hafta 1600
Perşembe
Tahmin edilen tekrar servise alma Planlanmış devre dışı olma veya arıza | Tarih | Gelecek gün 2’den gün 14’e 0900
günlük | İB2
Tüm saatlerde kullanılabilir güç | MW | " | " | İB2
TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | TEİAŞ’ın ayrıntıları İB2’de verilen yandaki kutuda yer alan süre için cevabı | Gelecek gün 2’den gün 14’e 1600
günlük
ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK | ESNEKSİZLİK
Üretim grubu sabit güç | Asgari MW (Haftalık) | Gelecek 2 - 8 hafta 1600 Salı | İB2
"
Üretim grubu sabit güç | Asgari MW (günlük) | Gelecek 2 -14 gün 0900 günlük | İB2
"
VERİ | BİRİM | SÜRE | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ | ÜRETİM PROFİLLERİ
Akarsu, rüzgar gibi üretimi güvenilir olmayan veya programlanamayan veya diğer bir yönteme göre değişiklik gösteren büyük santralların muhtemel profilin anlaşılması için gerekli bilgiler | MW | YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV
ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ | ANLAŞMA VERİLERİ
Aşağıdaki bilgiler bir dış enterkonneksiyonun kullanımı ile anlaşma yapan santrallar için gereklidir
Anlaşmaya bağlanan güç | MW | YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV
Hangi dış enterkonneksiyonun kullanılacağı | Yazı ile | YIL 1 - 7 Hafta 24 SPV
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ
KULLANICI SİSTEMLERİNİN TASARIMI
Kullanıcı sisteminin tümünü veya bir kısmını gösteren bir tek hat şeması verilmelidir. Bu şemada aşağıdaki bilgiler bulunmalıdır: | APV
400 kV,154 kV ve 66 kV’de çalışan kullanıcı sisteminin mevcut veya planlanmış kısımlarını,
(b) Orta gerilim seviyesinde çalışan ve bağlantı noktalarını birbirine bağlayan veya tek bir bağlantı noktasındaki baraları ayıran kullanıcı sisteminin kısımlarını,
(c) Kullanıcının iletim sistemine bağlı 50 MW’tan büyük veya küçük santrallar ve ilgili bağlantı noktası arasındaki kullanıcı sisteminin kısımlarını,
(d) Bir TEİAŞ sahasındaki kullanıcı sisteminin kısımlarını
Ayrıca, tek hat şemasında kullanıcının iletim sistemi ve kullanıcının iletim sistemine alçak gerilimde bağlanan transformatörler daha ayrıntılı olarak yer alabilir, TEİAŞ’ın mutabakatıyla kullanıcının iletim sisteminin geriliminden daha düşük gerilimdeki sisteminin ayrıntıları da tek hat şemasında bulunabilir.
Tek hat şemasında veya detay projede mevcut ve planlanmış bağlantı noktaları ile ilişkili mevcut ve planlanmış yük akım taşıyan teçhizatın ayarlanması ile birlikte elektriksel devreler, havai hatlar, yeraltı kabloları, güç transformatörleri ve benzer ekipman ve işletme gerilimleri gösterilmelidir. ayrıca, iletim sistemi geriliminde çalışan ekipmanlar için kesiciler ile faz sırası da gösterilmelidir.
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ
REAKTİF KOMPANZASYON
Kullanıcı sistemine orta gerilim seviyesinde bağlı, mülkiyeti TEİAŞ’a ait olmayan ve bir müşterinin tesis veya teçhizatı ile ilişkili güç faktörü düzeltme ekipmanı dışındaki bağımsız olarak anahtarlanan reaktif kompanzasyon ekipmanı için:
Ekipmanın tipi, sabit veya değişken | Yazı ile | SPV
Kapasitif güç | MVAr | SPV
Endüktif güç | MVAr | SPV
Çalışma aralığı | MVAr | SPV
Çalışma karakteristiklerinin belirlenebilmesini sağlamak için otomatik kontrol prensiplerinin ayrıntıları | Yazı ile ve/veya şemalar | SPV
Elektriksel konum ve sistem gerilimi itibarıyla kullanıcı sistemine olan bağlantı noktası | Yazı ile | SPV
TRANSFORMATÖR MERKEZİ ALTYAPISI
Mülkiyeti TEİAŞ’a ait ve TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir transformatör merkezindeki bir kullanıcının ekipmanına ilişkin altyapı için:
Nominal üç faz (rms) kısa devre dayanma akımı | (kA) | SPV
Nominal tek faz (rms) kısa devre dayanma akımı | (kA) | SPV
Nominal kısa devre dayanma süresi | saniye | SPV
Nominal (rms) sürekli akım | A | SPV
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (karşılıklı)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | Y | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (karşılıklı)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | X | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (karşılıklı)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | R | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (tek)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | Y | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (tek)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | X | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Sıfır Bileşeni (tek)
100 MVA’nın yüzdesi (%) | R | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Pozitif Bileşeni
100 MVA’nın yüzdesi (%) | Y | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Pozitif Bileşeni
100 MVA’nın yüzdesi (%) | X | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Pozitif Bileşeni
100 MVA’nın yüzdesi (%) | R | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Işletme gerilimi
kV | Işletme gerilimi
kV | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Nominal Gerilim
kV | Nominal Gerilim
kV | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Bağlantı Noktası 2 Bağlantı Noktası 2 Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Bağlantı Noktası 1 Bağlantı Noktası 1 Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Devre Parametreleri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir. Tek hat şemasında gösterilen devrelerin ayrıntıları verilmelidir. | Geçerli olduğu Yıllar | Geçerli olduğu Yıllar | Notlar
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Topraklama ayrıntıları uygun olmayanı siliniz | Topraklama ayrıntıları uygun olmayanı siliniz | Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea
Doğru/Dir/Rea | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Kademe Değiştirici | Tip (uygun olmayanı siliniz) | Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı
Açık/Kapalı | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Kademe Değiştirici | Adım büyüklüğü (%) | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Kademe Değiştirici | Aralık
(+%’den
-%’ye) | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Bağlantı Grubu | Bağlantı Grubu | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Sıfır Bileşen Reaktansı
(Nominalin %’si) | Sıfır Bileşen Reaktansı
(Nominalin %’si) | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Direnci % olarak %’si | Nominal Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Direnci % olarak %’si | Asgari Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Direnci % olarak %’si | Azami Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Reaktansı%’si Olarak | Nominal Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Reaktansı%’si Olarak | Asgari Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nominal Güçteki pozitif Bileşen Reaktansı%’si Olarak | Azami Kademe | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Gerilim Oranı | AG2 Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Gerilim Oranı | A1 Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Gerilim Oranı | YG | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Nom. MVA | Nom. MVA | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Transformatör rumuzu | Transformatör rumuzu | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Bağlantı veya Bağlantı Noktası adı | Bağlantı veya Bağlantı Noktası adı | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Transformatör Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve tek hat şemasında gösterilen transformatörlerin ayrıntıları verilmelidir. Sargı ayarlarının, kademe değişimnin ve topraklamanın ayrıntıları sadece kullanıcı sistemini primer gerilim sistemi ile daha yüksek gerilim sistemine bağlayan transformatörler için gereklidir. | Geçerli olduğu Yıllar | Geçerli olduğu Yıllar | Notlar: * Eğer Direnç veya Reaktans ise lütfen empedans değerini yanına yazınız
1. Veriler içinde bulunulan ve mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
2. İki sekonder sargısı olan bir transformatör için YG ve AG1, YG ve AG2 ve AG1 ve AG2 sargıları arasındaki pozitif ve sıfır bileşen kaçağı empedansları gerekmektedir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Asimetrik kesme kapasitesinin testindeki DC zaman sabiti (saniye) | Asimetrik kesme kapasitesinin testindeki DC zaman sabiti (saniye) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Nominal (rms) sürekli akım
(A) | Nominal (rms) sürekli akım
(A) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Başlangıç Kısa Devre Akımı | Tek Faz
kA puant | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Başlangıç Kısa Devre Akımı 3 Faz
kA puant | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Kısa devre kesme akımı | Tek Faz
kA (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Kısa devre kesme akımı 3 Faz
kA (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Işletme gerilimi
kV (rms) | Işletme gerilimi
kV (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Nominal Gerilim
kV (rms) | Nominal Gerilim
kV (rms) | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Teçhizat No. | Teçhizat No. | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Bağlantı noktası | Bağlantı noktası | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
KULLANICI SİSTEMLERİNE İLİŞKİN VERİLER
Şalt Teçhizatı Verileri
Aşağıdaki verilerin ü standart planlama verileridir ve bu veriler yüksek gerilimde çalışan şalt teçhizatı kesiciler, yük ayırıcıları ve ayırıcılar için verilmelidir. Ayrıca veriler mülkiyeti TEİAŞ’a ait, TEİAŞ tarafından işletilen veya yönetilen bir şalt sahasında bulunan kesiciler için kesicilerin gerilimlerine bağlı olmaksızın verilmelidir. | Geçerli olduğu yıllar | Geçerli olduğu yıllar | Notlar:
1. Nominal Gerilim IEC 694’de tanımlandığı şekilde verilmelidir.
2. Veriler içinde bulunulan mali yıl ve takip eden her yedi mali yıl için verilmelidir. Bu, çizelgenin ilk sütununda verilerin geçerli olduğu yılların gösterilmesi ile yapılabilir.
VERİ | BİRİM | VERİ KATEGORİSİ
KORUMA SİSTEMLERİ
Aşağıdaki bilgiler bağlantı noktası kesicisini veya TEİAŞ kesicisini açan, uzaktan açan veya kapatan koruma teçhizatı ile ilgilidir. Bilgiler E.5.19 (b)’de belirtilen zamanlama gerekliliklerine göre değişiklik olmadığı sürece sadece bir kere verilmelidir.
(a) Kullanıcı sistemi üzerinde mevcut rölelerin ve koruma sistemlerinin ayarları da dahil olmak üzere eksiksiz tanımı; | APV
(b) Tip ve gecikme süreleri de dahil olmak üzere kullanıcı sistemi üzerindeki otomatik tekrar kapama teçhizatının eksiksiz tanımı; | APV
(c) Ünite transformatörü, start-up transformatörü, iç ihtiyaç transformatörü ve bunların ilişkili olan bağlantılar üzerinde kurulu rölelerin ve koruma sistemlerinin ayarları da dahil olmak üzere eksiksiz tanımı; | APV
(d) Çıkışında bir kesici bulunan üretim ünitelerinde arızalar için gerilim sıfırlama süreleri. | APV
(e) Arızanın ortadan kaldırılma süreleri:
TEİAŞ iletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcı sistemlerinin bir kısmındaki elektriksel arızalar için arıza giderme süresi. | Milisaniye | APV
VERİ | BİRİM | ZAMAN | GÜNCELLEME ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
Sistem performansını etkileyebilecek mahiyetteki devre dışı olmalar; dağıtım sistemine bağlı 50 MW’ın üzerindeki santralların devre dışı olması, kullanıcı sistemlerindeki ekipmanların planlı olarak devre dışı olması, üreticilere ait ünitelerin devre dışı olması ile ilgili detaylı bilgiler. | Yıl 3-5 Hafta 8
Kullanıcılar ve benzeri
Hafta 13
Üreticiler | İB2
İB2
TEİAŞ, kullanıcıları kendilerini etkileyecek mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında bilgilendirir | Yıl 3-5 Hafta 28
Kullanıcı, bildirilen devre dışı olmanın kendisini olumsuz bir şekilde etkilemesi durumunda TEİAŞ’ı bilgilendirir | " | Hafta 30 İB2
TEİAŞ, iletim sistemindeki devre dışı olmalar ile ilgili planını hazırlar ve kullanıcıları bu devre dışı olmalar ve muhtemel etkileri konusunda bilgilendirir | " | Hafta 34
Üretim grupları dışındaki üreticiler ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler, şebeke bağlantı noktalarındaki mülkiyeti kendilerine ait teçhizat ile ilgili ayrıntıları verirler | Yıl 1-2 Hafta 13 İB2
TEİAŞ kullanıcıları kendilerini etkileyecek mahiyetteki devre dışı olmalar hakkında bilgilendirir | Yıl 1-2 Hafta 28
TEİAŞ kullanıcı sistemi etkileyen ilgili devre dışı olmaların ayrıntılarını sunar | Yıl 1-2 Hafta 32 İB2
TEİAŞ Kullanıcıları üretim kısıtları veya onların sistemleri üzerindeki diğer etkiler hakkında bilgilendirir | Yıl 1-2 Hafta 34
Kullanıcı, bildirilen kısıtlamalar veya diğer etkilerin kendisini olumsuz bir şekilde etkilemesi durumunda, TEİAŞ’ı bilgilendirir | Yıl 1-2 Hafta 36 İB2
TEİAŞ iletim sistemi devre dışı olma planının son halini ve bu planın kullanıcı sistemleri üzerindeki etkilerine ilişkin görüşlerini kullanıcılara bildirir. | Yıl 1-2 Hafta 49 İB2)
Üretici, kullanıcı ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşteriler önceden açıklamış oldukları devre dışı olma planında zaman içinde meydana gelen değişiklikler ile ilgili olarak TEİAŞ’ı bilgilendirir | Gelecek Hafta 8’den yıl sonuna | Olduğunda | İB2
TEİAŞ şebeke bağlantı noktaları arasındaki 5 MW’lık yük transferi kapasitesinin ayrıntılarını açıklar | İçinde bulunulan yıl | TEİAŞ istediğinde | İB2
GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER | GELECEK YILLAR İÇİN VERİLER
VERİ | BİRİM | Yıl
1 Yıl
2 Yıl
3 Yıl
4 Yıl
5 Yıl
6 Yıl
7 Yıl
8 Yıl
9 Yıl
10
BAĞLANTI NOKTASINDAKİ TALEPLER İÇİN
Aşağıdaki bilgiler sadece TEİAŞ tarafından istediğinde verilmelidir;
Karakteristikleri yurtiçi veya ticari ve sınai yükün standart aralığından farklı olan yüklerin ayrıntıları: | (Lütfen ekleyiniz) | (Lütfen ekleyiniz) | (Lütfen ekleyiniz)
Talebin puant bağlantı noktası talebi sırasındaki TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki gerilim ve frekans dalgalanmalarına karşı olan hassasiyeti aktif güç
Yükün veya talebin gerilime göre hassasiyeti | MW/kV MVAr/kV
Yükün veya talebin frekansa göre hassasiyeti | MW/Hz MVAr/Hz
Reaktif gücün frekansa göre hassasiyeti Çizelge 9’da veya Çizelge 1 de verilen güç faktörü ile, Çizelge 9’da reaktif güç ile ilgili Not 6 ile bağlantılıdır.
TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki faz dengesizliği
- azami | (%)
- ortalama | (%)
TEİAŞ iletim sistemi üzerindeki azami harmonik içerik | (%)
Kısa dönem fliker şiddeti ve uzun dönem fliker şiddeti de dahil olmak üzere ortak bağlantı noktasında bağlantı şartları kapsamında izin verilen talep dalgalanmasından daha yüksek talep dalgalanmasına yol açabilecek yüklerin ayrıntıları
YÖNETMELİK | TANIM
BŞ | Manevra şeması
BŞ | Saha sorumluluk çizelgeleri
PB | Sistem puantının gerçekleştiği tarih ve saat
Sistem minimum tüketiminin gerçekleştiği tarih ve saat
İB2 Çeşitli zaman çizelgelerinde üreticiler için santral talep yedekleri ve kullanılabilir güç gereklilikleri
Devre dışı olma planlaması için gerekli olan eşdeğer şebekeler
İB4 Haftalık işletme programı
DB1 Talep tahminleri, bildirilen yedek ve dengesizlik, dağıtım sistemine bağlı santralların örnek nitelikteki senkronizasyon ve desenkronizasyon süreleri.
DB2 Alış-satış kabulleri, ilgili kullanıcılar için yan hizmet talimatları, acil durum talimatları
DB3 Dağıtım sistemine bağlı talepler için talep kontrolünü gerçekleştiren düşük frekans rölesinin konumu, sayısı ve düşük frekans rölesi ayarı.
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
Talep Profili
Kullanıcının sistem profili | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW) | Kullanıcının yıllık azami talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık puant talebinin meydana geldiği gün (MW)
TEİAŞ’ın yıllık asgari talebinin meydana geldiği gün (MW)
0000: 0100 Hafta 24 SPV
: | :
0100:0200 | : | :
: | :
0200: 0300 | : | :
: | :
0300: 0400 | : | :
: | :
0400: 0500 | : | :
: | :
0500: 0600 | : | :
: | :
0600: 0700 | : | :
: | :
0700: 0800 | : | :
: | :
0800: 0900 | : | :
: | :
0900: 1000 | : | :
: | :
1000: 1100 | : | :
: | :
1100: 1200 | : | :
: | :
1200: 1300 | : | :
: | :
1300: 1400 | : | :
: | :
1400: 1500 | : | :
: | :
1500: 1600 | : | :
: | :
1600: 1700 | : | :
: | :
1700: 1800 | : | :
: | :
1800: 1900 | : | :
: | :
1900: 2000 | : | :
: | :
2000: 2100 | : | :
: | :
2100:2200 | : | :
: | :
2200:2300 | : | :
: | :
2300:0000 | : | :
: | :
VERİ | Sonuçlar | Sonuçlar | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Fiili | Havaya göre Düzeltilmiş
Aktif Güç Verileri
Kullanıcıların ve iletim sistemine doğrudan bağlı müşterilerin toplam yıllık ortalama aktif güçleri:
Yurtiçi
Zirai
Ticari
Sınai
Raylı Sistem Taşımacılığı,
Darbeli Ark Ocakları
Aydınlatma
Kullanıcı sistemi
Kayıplar
Puant Altı:
Yurtiçi
Ticari
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ KATEGORİSİ
SAATLİK TALEPLER VE GÜÇ FAKTÖRLERİ
(Not 2, 3 ve 5’e bakınız) | SAATLİK TALEPLER VE GÜÇ FAKTÖRLERİ
(Not 2, 3 ve 5’e bakınız)
Yandaki kutuda yer alan noktadaki talepler ve güç faktörü:
şebeke bağlatı noktasının adı | Yandaki kutuda yer alan noktadaki talepler ve güç faktörü:
şebeke bağlatı noktasının adı
Bağlantı noktasındaki yıllık saatlik puant | MW | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | - | - | - | - | Hafta 24 SPV
Cos | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
-
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | -
-
-
- | Hafta 24 SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Hafta 24 SPV
TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının zamanı | MW | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | Hafta 24 SPV
Cos | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan kesinti (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan kesinti (MW) | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
TEİAŞ talebinin yıllık saatlik asgari değerinin zamanı | MW | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | Hafta 24 SPV
Cos. | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | Hafta 24 SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Hafta 24 SPV
TEİAŞ’ın belirtebileceği diğer zamanlar için | MW | yılda bir kez | SPV
Cos. | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | -
- | yılda bir kez | SPV
Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | Küçük santrallar ve müşteri santralları için yapılan yük düşümü (MW) | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | yılda bir kez
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL8 | YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
TALEP TRANSFERİ KAPASİTESİ ANA SİSTEM
Bir kullanıcının talebi veya talep grubunun alternatif bir bağlantı noktasından besleneceği durumlarda aşağıdaki bilgiler verilmelidir
Birinci devrenin arızadan dolayı devre dışı olma durumunda;
Alternatif bağlantı noktasının adı | Hafta 24 SPV
Transfer edilecek talep
(MW) | Hafta 24 SPV
(MVAr) | Hafta 24 SPV
Transfer metodu;
Elle (E)
Otomatik (O)
Transferin yapılacağı zaman (saat) | Hafta 24 SPV
İkinci devrenin planlı devre dışı olma durumu
Alternatif bağlantı noktasının adı | Hafta 24 SPV
Transfer edilen talep
(MW) | Hafta 24 SPV
(MVAr) | Hafta 24 SPV
Transfer metodu | Hafta 24 SPV
Elle (E)
Otomatik (O)
Transferin yapılacağı zaman (saat) | Hafta 24 SPV
VERİ | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
8 YIL
9 YIL
9 YIL
9 YIL
10 GÜNCEL ZAMANI | VERİ
KATEGORİSİ
KÜÇÜK SANTRAL VE MÜŞTERİ ÜRETİMİ ÖZETİ
Küçük santralların veya müşteri üretim ünitelerinin bulunduğu bağlantı noktası için aşağıdaki bilgiler gereklidir:
Küçük santralların ve müşteri üretim ünitelerinin sayısı | Hafta 24 SPV
Ünitelerin sayısı | Hafta 24 SPV
Ünitelerin toplam kapasitesi | Hafta 24 SPV
Kullanıcı sisteminin 50 MW’ın üzerindeki dağıtım sistemine bağlı bir santralın kapasitesi üzerinde kısıt yarattığı durumlarda;
Santralın adı | Hafta 24 SPV
Ünitenin numarası | Hafta 24 SPV
Sistemin kısıtlı kapasitesi | Hafta 24 SPV
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir:
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir: | Bağlantı noktası | Bağlantı noktası | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Yıl | Hafta 24 SPV
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir:
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir: | Bağlantı Noktası | Bağlantı Noktası | Talep | Talep | Talep | Talep | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü | Güç Faktörü
Çizelge 4 kapsamında sunulacak her bir tek hat şeması için bağlantı noktası talepleri, güç faktörleri TEİAŞ talebinin yıllık yarım saatlik puantının belirtilen değeri için verilmelidir:
VERİ | BİRİM | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Bağlantı noktasının adı
Bağlantı noktasındaki
kullanıcı sisteminden iletim sistemine
akan kısa devre akımı | (kA)
Simetrik üç faz kısa devre akımı;
Kısa devre anında | (kA)
Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra | (kA)
Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı
Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1.0 p.u.dan farklı ise(*)) (Not 1’e bakınız) | (p.u.)
Bağlantı noktasındaki negatif bileşen empedansları (**)
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA
Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları:
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA
VERİ | BİRİM | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Santral
Ünite transformatörünün numarası
Ünite transformatörü çıkışında bir kısa devre için simetrik üç faz kısa devre akımı;
Kısa devre anında | (kA)
Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra | (kA)
Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı
Subtransient zaman sabiti (eğer 40 milisaniyeden farklı ise) | Milisaniye
Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1,0 p.u.dan farklı ise) (Not 1’e bakınız) | (p.u.)
Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları:
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA
VERİ | BİRİM | YIL
0 YIL
1 YIL
2 YIL
3 YIL
4 YIL
5 YIL
6 YIL
7 YIL
8 YIL
9 YIL
10
Santral
Santral transformatörünün numarası
Transformatör çıkışında bir kısa devre için simetrik üç faz kısa devre akımı;
Kısa devre anında | (kA)
Subtransient kısa devre akımı sona erdikten sonra | (kA)
Kısa devre anındaki pozitif bileşen X/R oranı
Subtransient zaman sabiti (eğer 40 milisaniyeden farklı ise) | Milisaniye
Kısa devre noktasındaki kısa devre öncesi gerilim (eğer 1,0 p.u.dan farklı ise) (Not 1’e bakınız) | (p.u.)
Bağlantı noktasındaki sıfır bileşen empedansları:
Direnç | (%)
100 MVA
Reaktans | (%)
100 MVA |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1a07544950624.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAK GARANTİ BELGESİ YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA
DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 14/11/2020 tarihli ve 31304 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Yenilenebilir Enerji Kaynak Garanti Belgesi Yönetmeliğinin 2 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Bu Yönetmelik; üretim, tedarik ve şarj ağı işletmeci lisansı sahibi tüzel kişilerin yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemine katılımına ilişkin hükümleri, yenilenebilir enerji kaynak garanti sistemi ile organize yenilenebilir enerji kaynak garanti piyasasının oluşturulması ve işletilmesine ilişkin esasları, Piyasa İşletmecisinin görev ve yetkileri ile lisans sahibi tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini kapsar.”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (f) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı fıkraya aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“f) İfşa: Tedarikçiler tarafından tüketicilere tedarik edilen elektrik enerjisinin, şarj ağı işletmecileri tarafından şarj hizmetine konu elektrik enerjisinin belirli bir miktar veya oranının, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin ve YEK-G belgesi vasıtasıyla belgelendirildiğinin, fatura ve/veya başka bir bildirim aracı ile açıklanmasını,”
“kk) Şarj ağı işletmecisi: Elektrikli araç kullanıcılarına, şarj ağına erişim açarak şarj hizmeti sağlayan ve şarj ağının işletmesini gerçekleştiren lisans sahibi tüzel kişiyi,
ll) Yeşil şarj istasyonu: 2/4/2022 tarihli ve 31797 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Şarj Hizmeti Yönetmeliği kapsamında, şarj hizmetine konu elektrik enerjisinin yenilenebilir enerji kaynaklarından üretildiğinin belgelendirilmesi amacıyla söz konusu elektrik enerjisinin tamamı için YEK-G belgesi itfa edilen şarj istasyonunu,”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“c) Şarj ağı işletmeci lisansı sahibi,”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 7 nci maddesine beşinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiş, diğer fıkralar buna göre teselsül ettirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(6) YEK-G sistem kullanıcısı ve/veya piyasa katılımcısı olan şarj ağı işletmecileri, üretim lisansı sahibi sistem katılımcılarına tanınanlar hariç olmak üzere bu Yönetmelik ile Usul ve Esaslar kapsamında sistem kullanıcılarına ve piyasa katılımcılarına tanınan hak ve yükümlülüklere sahiptir.”
“(9) Şarj ağı işletmecileri, yeşil şarj istasyonlarından şarj hizmeti alan kullanıcılara YEK-G belgelerini itfa ve ifşa etmekle yükümlüdür.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 9 uncu maddesine birinci fıkrasından sonra gelmek üzere aşağıdaki fıkra eklenmiş ve diğer fıkralar buna göre teselsül ettirilmiştir.
“(2) Şarj ağı işletmeci lisansı sahibi tüzel kişiler, DUY’un 26 ncı maddesinin üçüncü fıkrasının (b), (c), (ç) ve (d) bentlerinde belirlenen belgelerle birlikte kayıt işlemleri için Piyasa İşletmecisine başvurur.”
MADDE 6 – Bu Yönetmelik 15/12/2023 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 7 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1a7cccb752402.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10866 Karar Tarihi : 17/03/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 17/03/2022 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Kaynak Bazında Destekleme Bedelinin Belirlenmesine Ve Uygulanmasına İlişkin Usul Ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
KAYNAK BAZINDA DESTEKLEME BEDELİNİN BELİRLENMESİNE VE UYGULANMASINA İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
Amaç ve kapsam
MADDE 1- (1) Bu Usul ve Esasların amacı, ulusal veya uluslararası piyasalarda elektrik enerjisi üretimine girdi olan emtia fiyatlarının ve/veya kaynak maliyetleri arasındaki farkların makul olmayan artışları nedenleriyle, arz güvenliğinin ve/veya tüketicilerin korunması kapsamında destekleme bedelinin belirlenmesine ve bu bedelin kullanılmasına ilişkin usul ve esasların belirlenmesidir.
(2) Bu Usul ve Esaslar lisanslı üretim tesislerini kapsamaktadır. Ancak, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun kapsamında YEK Destekleme Mekanizmasına dahil olan üretim tesisleri ile Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ)’nin portföyünde yer alan üretim tesisleri ve EÜAŞ ile doğrudan veya tedarikçi üzerinden dolaylı olarak enerji satış anlaşması yapmış olan üretim tesislerinin anlaşmaya konu satış miktarları bu Usul ve Esasların kapsamı dışındadır.
Dayanak
MADDE 2- (1) Bu Usul ve Esaslar, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 17 nci maddesinin onbirinci fıkrasına dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 3- (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) Azami uzlaştırma fiyatı: Kurul tarafından; bu Usul ve Esaslar kapsamında yer alan ve elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan kaynak türleri için üretim maliyetleri göz önünde bulundurularak belirlenen fiyatı,
b) Destekleme bedeli: Bu Usul ve Esaslar çerçevesinde belirlenen azami uzlaştırma fiyatı kullanılarak ve uzlaştırma dönemi bazında piyasa işletmecisi tarafından hesaplanan tüketiciyi ve/veya maliyeti yüksek üretimi destekleme amacıyla kullanılan bedeli,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer ibare ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Azami uzlaştırma fiyatının ve destekleme bedelinin belirlenmesine ilişkin esaslar
MADDE 4- (1) Ulusal veya uluslararası piyasalarda elektrik enerjisi üretimine girdi olan emtia fiyatlarında ve/veya kaynak maliyetlerinde makul olmayan artışlar olması halinde, söz konusu artışların;
a) Arz güvenliğini olumsuz etkileyeceğinin Bakanlık tarafından tespit edilerek Kuruma bildirildiği ve/veya,
b) Tüketicileri olumsuz etkileyeceğinin Kurum tarafından tespit edildiği durumlarda Bakanlığın görüşü alınarak
Kurul tarafından bu Usul ve Esaslar kapsamında, her seferinde altı ayı geçmemek üzere, işlem tesis edilebilir.
(2) Azami uzlaştırma fiyatı, bu Usul ve Esaslar kapsamında yer alan ve elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan kaynak türleri için elektrik enerjisi üretimindeki maliyetler dikkate alınarak Kurul tarafından belirlenir.
(3) Elektrik enerjisinin üretiminde kullanılan kaynak türleri için elektrik üretim maliyetleri ve üretim maliyetlerinin güncellenmesine ilişkin esaslar, her bir kaynak türü için Kurul tarafından belirlenir.
(4) Bu Usul ve Esaslar kapsamında kaynak bazında belirlenen azami uzlaştırma fiyatları; enerji üretimine girdi olan emtia fiyatları ile enflasyon ve döviz kuru parametrelerinden biri veya birden fazlasına ilave olarak Kurul tarafından uygun görülen diğer parametreler dikkate alınarak güncellenir. Uygulamaya ilişkin esaslar Kurul tarafından belirlenir.
(5) Kaynak bazında azami uzlaştırma fiyatları, piyasa işletmecisi tarafından dördüncü fıkra kapsamında aylık olarak güncellenir.
(6) Destekleme bedeli; Kurul tarafından kaynak bazında belirlenen azami uzlaştırma fiyatları kullanılarak, uzlaştırma dönemi bazında piyasa işletmecisi tarafından hesaplanır.
(7) Destekleme bedeli; üretim maliyeti düşük üreticilerden karşılanarak, arz güvenliğinin sağlanması ve/veya tüketicilerin desteklenmesi amacıyla kullanılır.
(8) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri için yapılacak hesaplamalarda azami uzlaştırma fiyatı olarak ana kaynak için belirlenen fiyat dikkate alınır.
Destekleme bedelinin hesaplanması
MADDE 5- (1) Destekleme bedeli; piyasa takas fiyatının azami uzlaştırma fiyatından yüksek olduğu her bir uzlaştırma dönemi için hesaplanarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilir.
(2) Destekleme bedeli, piyasa işletmecisi tarafından aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
DBBTp,a : “p” piyasa katılımcısına “a” fatura döneminde tahakkuk ettirilecek destekleme bedeli borç tutarını,
DEVMp,b,t,i : “p” piyasa katılımcısının bu Usul ve Esaslar kapsamındaki “b”üretim tesisinin, “t” teklif bölgesinde, “i” uzlaştırma dönemine ait destekleme bedeline esas veriş miktarını (MWh),
PTFt,i : “t” teklif bölgesinde “i” uzlaştırma dönemine ait piyasa takas fiyatını,
AUFk : Kurul tarafından üretim tesislerinin “k” kaynak türü için belirlenen azami uzlaştırma fiyatını,
n : ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
m : “p” piyasa katılımcısına ait destekleme bedeline esas üretim tesisi sayısını,
l : Teklif bölgesi sayısını
ifade eder.
TDBBTa : tüm piyasa katılımcılarına “a” fatura döneminde tahakkuk ettirilecek toplam destekleme bedeli borç tutarını,
DBBTp,a : “p” piyasa katılımcısına “a” fatura döneminde tahakkuk ettirilecek destekleme bedeli borç tutarını,
r : piyasa katılımcılarının sayısını
ifade eder.
(4) Destekleme bedeli borç tutarı, 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin uzlaştırmaya ve faturalamaya ilişkin hükümleri uyarınca “destekleme bedeli borç tutarı” olarak ilgili piyasa katılımcısına yansıtılır.
(5) Uzlaştırma dönemi bazında desteklemeye esas veriş miktarı hesaplanırken ilgili üretim tesisinin uzlaştırmaya esas üretim miktarından;
a) ilgili ölçüm noktalarından yapılan çekişlerin herhangi bir tedarikçinin portföyünde yer almaması koşuluyla, üretim tesisinin ve varsa bağlantı anlaşmasında yer alan tüketim tesislerinin gerçekleştirmiş olduğu tüketim miktarları,
b) 6446 sayılı Kanunun geçici 7 nci maddesinin birinci fıkrası uyarınca otoprodüktör lisansı sona erdirilerek yerine eskisinin devamı mahiyetinde üretim lisansı verilen lisans sahibi tüzel kişilerin, söz konusu lisansları kapsamındaki üretim tesislerinin barasına bağlı olmaksızın nakil yoluyla beslenen kendilerine ait tüketim tesislerinin tüketim miktarları,
c) EÜAŞ ile doğrudan veya tedarikçi üzerinden dolaylı olarak enerji satış anlaşması kapsamında satışa konu enerji miktarları
çıkarılır.
Destekleme bedelinin dağıtılması
MADDE 6- (1) 5 inci madde kapsamında hesaplanan toplam destekleme bedeli, piyasa işletmecisi tarafından arz güvenliğini teminen öncelikle maliyeti yüksek üretim tesisi sahibi piyasa katılımcılarına üretim destekleme tutarı olarak yansıtılır.
(2) Birinci fıkra kapsamındaki üretim destekleme tutarı; azami uzlaştırma fiyatının, uzlaştırma dönemi bazında “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” uyarınca belirlenen azami fiyat limitinden büyük olduğu üretim tesisleri için hesaplanır.
(3) Birinci fıkra kapsamındaki üretim destekleme tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(4)
(4) Üçüncü fıkradaki formüllerde geçen;
ÜDTp,a : “a” fatura döneminde “p” piyasa katılımcısı için hesaplanan üretim destekleme tutarını,
ÜDTa : “a” fatura döneminde tüm piyasa katılımcıları için hesaplanan toplam üretim destekleme tutarını,
UEVMp,b,t,i : “p” piyasa katılımcısının bu Usul ve Esaslar kapsamındaki “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “t” teklif bölgesinde, “i” uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş miktarını (MWh),
AUFk : Kurul tarafından üretim tesislerinin “k” kaynak türü için belirlenen azami uzlaştırma fiyatını,
PTFt,i : “t” teklif bölgesinde “i” uzlaştırma dönemine ait piyasa takas fiyatını,
n : ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
m : “p” piyasa katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l : Teklif bölgesi sayısını
DBATOp,a : “p” piyasa katılımcısının “a” fatura döneminde destekleme bedeli alacak tutarı oranını,
DBATp,a : “p” piyasa katılımcısına “a” fatura döneminde tahakkuk ettirilecek destekleme bedeli alacak tutarını
ifade eder.
(5) Birinci fıkra kapsamında, maliyeti yüksek üretim tesislerinin desteklenmesi sonrasında kalan tutar, görevli tedarik şirketlerinin Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 17 nci maddesinin ikinci fıkrasının (a), (b), (c), (ç) bentleri kapsamında tanımlanan kategorinin uzlaştırmaya esas çekiş miktarları oranında ilgili piyasa katılımcılarına yansıtılır.
(6) Destekleme bedelleri, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin uzlaştırmaya ve faturalamaya ilişkin hükümleri uyarınca “destekleme bedeli alacak tutarı” olarak ilgili piyasa katılımcısına yansıtılır.
(7) Bu madde kapsamında uzlaştırma dönemi bazında uzlaştırmaya esas veriş miktarı hesaplanırken ilgili üretim tesisinin uzlaştırmaya esas üretim miktarından EÜAŞ ile doğrudan veya tedarikçi üzerinden dolaylı olarak enerji satış anlaşması kapsamında satışa konu enerji miktarları çıkarılır.
Teminat
MADDE 7- (1) Piyasa katılımcıları, fatura son ödeme tarihi geçmemiş fatura dönemleri için; faturalarına yansıması öngörülen destekleme bedeli borç tutarlarına ilişkin olarak teminat sunmakla yükümlüdür.
(2) Destekleme bedeli kapsamında piyasa katılımcılarından talep edilecek teminat tutarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(3) İkinci fıkradaki formülde geçen;
DBTp,a : “p” piyasa katılımcısının “a” fatura dönemi için destekleme bedeli borç tutarına ilişkin olarak sunmakla yükümlü bulunduğu destekleme bedeli teminat tutarını,
TÜMp,b,t,i : “p” piyasa katılımcısının “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “t” teklif bölgesinin, “i” uzlaştırma dönemine ait TEİAŞ Yük Tevzi Bilgi Sisteminde (YTBS) yer alan ve teminata esas üretim miktarını, YTBS’den üretim verisinin temin edilememesi durumunda ilgili tesisin işletmedeki kurulu gücü ile üretebileceği enerjinin %85’ini,
PTFt,i : “t” teklif bölgesinde “i” uzlaştırma dönemine ait piyasa takas fiyatını,
AUFk : Kurul tarafından üretim tesislerinin “k” kaynak türü için belirlenen azami uzlaştırma fiyatını,
n : ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
m : “p” piyasa katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,
l : Teklif bölgesi sayısını
ifade eder.
(4) Üçüncü fıkrada yer alan teminata esas üretim miktarı hesaplanırken EÜAŞ ile doğrudan veya tedarikçi üzerinden dolaylı olarak enerji satış anlaşması yapmış olan üretim tesislerinin anlaşmaya konu satış miktarları hesaplamaya dâhil edilmez.
(5) Bu Usul ve Esaslar kapsamında faturalarına destekleme bedeli borç tutarı yansıması öngörülen piyasa katılımcılarının bulundurduğu teminat tutarının, bulundurması gereken toplam teminat tutarını karşılamaması halinde, söz konusu eksik tutarlar varsa ilgili piyasa katılımcısının avans alacak tutarından teminat hesabına aktarılır.
(6) Bu madde kapsamında hesaplanan teminat tutarları, ilgili piyasa katılımcılarının Teminat Usul ve Esasları kapsamında sundukları ek teminata dâhil edilir.
İtirazlar, faturalama ve ödemelere ilişkin süreç
MADDE 8- (1) Faturalama, teminatlar, ödemeler, ödemelerin yapılmaması, uzlaştırma bildirimlerine ve faturalara yapılan itirazlar ve düzeltmelere ilişkin süreçler için Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri uygulanır.
EÜAŞ’ın yükümlülükleri
MADDE 9- (1) EÜAŞ’ın elektrik enerjisi satın alımı kapsamında enerji temin ettiği üretim tesislerinin söz konusu satışa konu ikili anlaşma miktarları, üretim tesisi bazında;
a) Söz konusu enerjinin teslimine başlanmadan en geç iki iş günü öncesine kadar,
b) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerini esas alarak Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin uzlaştırmaya ve faturalamaya ilişkin hükümleri uyarınca belirlenen sürelerde
EÜAŞ tarafından piyasa işletmecisine bildirilir.
Yürürlük
MADDE 10- (1) Bu Usul ve Esaslar 1/4/2022 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 11- (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1a9722f436721.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 28/5/2014 tarihli ve 29013 sayılı mükerrer Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliğinin EK 17’sine E.17.C.2.2 bölümünden sonra gelmek üzere aşağıdaki bölüm eklenmiştir.
“E.17.C.3. GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI FOTOVOLTAİK ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN REAKTİF GÜÇ DESTEK HİZMETİ PERFORMANS TEST PROSEDÜRLERİ
Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri üretim tesisinin sisteme bağlantı noktasında/noktalarında üretim tesisi bazında gerçekleştirilir ve bu testlere ilişkin reaktif güç destek hizmeti performans test sertifikası ve test raporu üretim tesisi bazında hazırlanır. Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Testleri, Reaktif Güç Kapasite Testleri ve Gerilim Kontrolü Testi olmak üzere iki kısımdan oluşmaktadır. Reaktif güç destek hizmeti performans testi öncesinde aşağıdaki koşulların sağlanması gerekmektedir.
Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından ilgili BYTM ve/veya MYTM’den onay alınmış olması gerekmektedir.
Bu testler sırasında, üretim tesisinin kurulu gücünün en az %80’i devrede olmak zorundadır. Ayrıca üretim tesisi gerilim kontrolcüsü sistem gerilimi ve TEİAŞ tarafından iletilen gerilim referans ve droop değerleri doğrultusunda çalışacak şekilde devrede olmak zorundadır.
Testler esnasında oluşacak gerilim değişimlerinin sistem güvenliğini tehdit etmemesi ve sistem geriliminin test için daha uygun seviyelere (0,95pu – 1,05pu) getirilmesi amacıyla, test öncesinde BYTM ile iletişime geçilerek gerekli koordinasyonun sağlanması gerekmektedir.
Testler sırasında üretim tesisinin ilgili yan hizmet anlaşma metinlerinde tanımlı zorunlu reaktif güç değerlerine tam olarak ulaşılabilmesine olanak sağlaması açısından, bara geriliminin durumu göz önüne alınarak, ilgili teste aşırı ikazlı çalışma ya da düşük ikazlı çalışma ile başlanmasına özellikle dikkat edilmelidir. BYTM koordinasyonunda ilgili bölge olanakları test edilen ünite için en uygun bara gerilimi koşullarının sağlanması için kullanılır.
Test edilecek üretim tesisinin kabul tutanaklarında veya üretim lisansında belirtilmiş olan nominal aktif güç değeri, üretim tesislerinde kullanılan invertör ve panel teknolojileri, ana transformatör bilgileri (yükte kademe değiştirici olup olmadığı, kademe oran ve sayısı), bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması ve tüm ilgili koruma sistemleri parametreleri test öncesinde elde edilerek test raporuna eklenir.
Veri kayıt cihazının ölçülen değerleri zaman bilgisiyle kaydedebilecek özellikte olması gerekmektedir.
Reaktif Güç Kapasite Testlerinde kullanılan veri kayıt teçhizatının doğruluk sınıfının en az %0,2 olması gerekmektedir. Test teçhizatının kalibrasyon sertifikasının son üç yıl içerisinde güncellenmiş olması gerekmektedir. Veri kayıt teçhizatının gerekli şartları taşıdığına dair belgeler test öncesinde TEİAŞ gözlemcisine ibraz edilir.
Performans testleri tamamlandıktan sonra Reaktif Güç Destek Hizmeti Performans Test Tutanağı doldurularak teste katılan taraflarca imzalanmalıdır.
E.17.C.3.1 Reaktif Güç Kapasite Testleri
Test Hedefi
Bu testin hedefi, güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisinin Elektrik Şebeke Yönetmeliği Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde reaktif güç kapasitesinin sağlandığının doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve çevre koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere, üç farklı aktif çıkış gücü değeri için gerçekleştirilir.
Belirtilen çalışma noktalarının her birinde ayrı ayrı gerçekleştirilecek temel test adımları aşağıda belirtilmiştir.
Aşırı İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne, toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. İnvertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü, kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaşana kadar gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla arttırılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan invertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi varsa testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın inisiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır).
4.Toplam reaktif çıkış gücü, aşırı ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra aşırı ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Düşük İkazlı Reaktif Güç Kapasite Testi
1.Gerilim kontrolcüsüne toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olacak şekilde bara gerilim referans değeri uygulanır. İnvertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir.
2.Toplam reaktif çıkış gücü kararlı duruma geldikten sonra, üretim tesisinin düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaşana kadar gerilim referans değeri en çok %1 adımlarla azaltılır.
3.Toplam reaktif çıkış gücü, düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine ulaşmadan invertörler gerilim limitlerine ulaşmışsa varsa transformatör yükte kademe değiştiricileri vasıtasıyla invertörler tekrar normal çalışma koşullarına getirilerek testlere devam edilir. (Yüksüz kademe değiştiricisi testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın inisiyatifinde yüksüz kademe değiştiricisi kullanılarak gerekli düzenlemeler yapılır. Testi gerçekleştirmeye yetkili firmanın uygun görmemesi durumunda testler sonlandırılır.)
4.Toplam reaktif çıkış gücü düşük ikazlı zorunlu reaktif çıkış gücü değerine, TEİAŞ tarafından belirlenen tolerans dahilinde, ulaştıktan sonra bu değerde 10 dakika kararlı bir şekilde çalıştığı gözlemlendikten sonra düşük ikazlı reaktif güç kapasite testi sonlandırılır.
Test Sonuçları
Reaktif Güç Kapasite Testleri sırasında aşağıda belirtilen sinyaller kaydedilecektir. Bu sinyallerin yanı sıra gerekli görülen diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim Tesisi Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem Gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim Tesisi Gerilim Referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler belirtildiği şekilde isimlendirilerek TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text ve csv) test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Reaktif Güç Kapasite Testleri esnasında ölçümü yapılan yukarıdaki sinyaller için örnekleme sıklığı en az saniyede 1 veri olmak zorundadır.
Testler sonucunda hazırlanacak olan test raporunun sonuç kısmında test edilecek üretim tesisinin kurulu gücünün %20’si, %50’si ve çevre koşullarına bağlı olarak %60’ı ile %100’ü arasında bir değer olmak üzere üç farklı aktif çıkış gücü değeri için aşağıda yer alan Tablo E.17.C.3.1 ve Tablo E.17.C.3.2’nin ayrı ayrı doldurulması esastır.
Tablo E.17.C.3.1 - Aşırı ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Tablo E.17.C.3.2 - Düşük ikazlı çalışma sırasında kayıt altına alınacak veriler
Üç aşamanın her biri için ayrı ayrı doldurulan tablolara ek olarak test raporuna aşağıdaki bilgiler de eklenir.
Bara gerilimini regüle etmek için kullanılan kontrol yapısı blok şeması
Üretim tesisinin kabul tutanakları ya da lisansında belirtilen kurulu gücü (MW)
İnvertör ve panel teknolojileri
Sistem (bağlantı noktası) nominal gerilimi (kV)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşması’nda tanımlı, Aşırı İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax +)
Reaktif Güç Desteği Yan Hizmet Anlaşması’nda tanımlı, Düşük İkaz Bölgesinde Ulaşılması Beklenen Zorunlu Reaktif Güç Kapasitesi (Qmax -)
Ana transformatör nominal primer ve sekonder gerilimi
Ana transformatör empedansı (%), X/R oranı, ve nominal görünür güç değeri (MVA)
Ana transformatör kademe bilgileri (Yükte/yüksüz ve değişim yüzdeleri)
Koruma ve limitleme bilgileri (Değer/Zaman)
Test Kabul Kriterleri
Test edilen üretim tesisi aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerinin en az %90’ına ulaşmalıdır.
Test edilen üretim tesisi sistem koşulları sebebiyle invertörler gerilim limitlerine ulaşmış olmasına rağmen aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarılı kabul edilir. Bunun dışında üretim tesisi aşırı ve düşük ikazlı zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamış ise testler başarısız kabul edilir. Her iki durumda da üretim tesisinin zorunlu reaktif güç değerlerine ulaşamamasının sebebi belgelendirilerek test raporunda belirtilmelidir.
E.17.C.3.2 Üretim Tesisi Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi
Test Hedefi
Bu testin hedefi üretim tesislerinin TEİAŞ tarafından belirlenen bara referans değeri ve droop değeri doğrultusunda ve Ek-18’de belirtilen sınırlar dahilinde gerilim kontrolünü gerçekleştirdiğinin doğrulanmasıdır.
Test Aşamaları
Bu test, sisteme bağlantı noktasında üretim tesisi aktif çıkış gücü çevre koşullarına bağlı olarak kurulu gücünün %60’ı ile %100’ü arasında bir değerde iken gerilim düşümü (droop) %2 ve %7 arasında bir değere ayarlanarak gerçekleştirilir.
Bu test, gerilim kontrolcüsünün sistem gerilimini algılamayacağı şekilde, ölçülen bağlantı noktası bara gerilimi yerine simüle edilen bara gerilimi bilgisinin uygulanması yoluyla gerçekleştirilir. Test sinyalinin uygulanması sırasında ve test esnasında oluşabilecek beklenmedik durumlara karşı, teçhizat ve personel güvenliği ile ilgili her türlü önlemi almak ilgili üretim tesisinin sorumluluğundadır.
Gerilim referans değeri ile bara gerilimi test sinyali aynı değere ayarlanarak üretim tesisinin toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr olması sağlanır.
Toplam reaktif çıkış gücü 0 (sıfır) MVAr değerine ulaştıktan sonra test sinyaline bağlantı noktası nominal geriliminin ±%1’i kadar basamak değişimler uygulanır. Basamak değişimler en az 1 dakika süre ile uygulanır.
Test Sonuçları
Gerilim Kontrolcüsü Performans Testi sırasında, aşağıda belirtilen sinyaller kaydedilir. Bu sinyallerin yanı sıra testi gerçekleştiren uzmanın gerekli gördüğü diğer sinyallere ait kayıtlar da alınır.
Üretim tesisi toplam aktif çıkış gücü (MW) (Bağlantı Noktasında)
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü (MVAr) (Bağlantı Noktasında)
Sistem gerilimi (kV) (Bağlantı Noktasında)
Üretim tesisi gerilim referans Değeri (kV)
Yukarıda tanımlanan değişkenler belirtildiği şekilde isimlendirilerek TEİAŞ tarafından belirlenen veri formatı doğrultusunda (ASCII/Text, csv), test raporuna CD/DVD ortamında eklenir.
Test Kabul Kriterleri
Üretim tesisi toplam reaktif çıkış gücü, gerilim düşümü (droop) değerine bağlı olarak ±%1’lik gerilim referans değişimleri sonucu Tablo E.17.C.3.3’de belirtilen değerlere Şekil E.17.C.3.1’de kırmızı çizgilerle belirtilen tolerans dahilinde ulaşmalıdır.
Tablo E.17.C.3.3 - Gerilim düşümü değişikliği sonucu ulaşılması beklenen reaktif çıkış gücü değerleri
Şekil E.17.C.3.1 – Gerilim Kontrolcüsü Performans Kriterleri”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu Güç(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu Güç(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Aşırı İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu Güç(MW):
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin aşırı ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Üretim Tesisi Adı:
Kurulu Gücü MW:
Gerilim Düşümü (Droop) (%):
Çevre koşullarına bağlı olarak ulaşılabilir
azami güç (MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu GÜÇ(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu GÜÇ(MW): | Sistem Nominal Gerilimi (kV):
Düşük İkazlı Zorunlu MVAR değeri (MVAR):
Devrede Olan Kurulu GÜÇ(MW):
Zaman | Ana Transformatör Kademe Pozisyonu | Zorunlu Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Toplam Aktif Çıkış Gücü (MW) | Toplam Reaktif Çıkış Gücü (MVAR) | Sistem Gerilimi (kV) | Gerilim Referans Değeri (kV)
Test Başlangıcı
Test Sonu
Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum: | Üretim tesisinin düşük ikazlı olarak daha fazla MVAR yüklenmesine müsaade etmeyen durum:
+%1’lik basamak değişimi | -%1’lik
basamak değişimi
Gerilim Düşümü (Droop) %2 Qmax+ / 2 Qmax- / 2
Gerilim Düşümü (Droop) %4 Qmax+ / 4 Qmax- / 4
Gerilim Düşümü (Droop) %7 Qmax+ / 7 Qmax- / 7
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
28/5/2014 29013 (Mükerrer)
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 12/7/2014 29058
2. | 7/5/2015 29348
3. | 30/7/2016 29786
4. | 22/4/2017 30046
5. | 26/11/2017 30252
6. | 1/3/2020 31055 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1b5ffd3e24519.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI BAĞLANTI VE SİSTEM KULLANIM YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 25 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Kullanıcı, ödeme bildiriminin tebliğ edildiği günü izleyen onbeş gün içerisinde bildirimde yer alan tutarı, TEİAŞ veya dağıtım şirketine öder. Ödemede gecikilen süre için 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre hesaplanan gecikme zammı uygulanır. İletim sistemi kullanıcıları hakkında bu oran iki kat olarak uygulanır.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
28/1/2014 28896
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 23/3/2016 29662
2. | 30/7/2016 29786
3. | 1/6/2017 30083
4. | 29/9/2018 30550
5. | 3/3/2020 31057
6. | 9/5/2021 31479
7. | 11/1/2022 31716
8. | 22/3/2022 31786
9. | 8/9/2022 31947
9. | 19/11/2022 32018 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1bf4f63743329.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13150 Karar Tarihi: 26/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2024 tarihli toplantısında; Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi’nin 2025 yılı sistem kullanım ve sistem işletim gelir tavanlarının aşağıda yer aldığı şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Sistem Kullanım | Sistem İşletim
2025 Yılı Gelir Tavanı (TÜFE=3.061,46 - TL) | 73.049.102.367 22.640.385.225 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1c3f278146478.docx | EK-2
Tablonun doldurulmasına ilişkin açıklamalar
1- Elektrik dağıtım şirketi tarafından ilgili yılda oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır.
2- Bağlantı başvuru kodu: ilgili sistemlerde bağlantı başvurusunun alınmasından bağlantı talebinin karşılanmasına kadar bütün sürecin izlenebilmesine imkan veren tekil koddur.
3- Bağlantı Talebine Esas İzin Belgesi: Bağlantı talebine esas yerin ruhsata tabi olması durumunda; "Yapı ruhsatı", "Yapı kullanma izin belgesi" ya da İlgili idarelerden alınan izin belgesi "İİAİB" ifadelerinden biri, bağlantı talebine esas yerin ruhsata tabi olmaması durumunda "Ruhsata tabi değil" ifadesi girilecektir.
4- Çevrim İçi Sisteme Başvuru Tarih ve Saati: Kullanıcılar veya kullanıcıların yetkilendirdiği kişiler tarafından çevrim içi sistemlere başvuru tarih ve saatidir.
5- Bağlantı başvurusu ve bağlantı görüşünün tarih ve saati: saat biçiminde ve "gg.aa.yyyy saat:dakika" şeklinde (örn: 14.03.2023 13:30) doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve saatine göre doldurulacaktır.
6- Bağlantının Karşılanacağı Gerilim Seviyesi: "AG" ve "OG" olmasına göre doldurulacaktır.
7- Bağlantı Talebine Konu Yerin Bulunduğu Konum: "meskun mahal içi", "meskun mahal dışı" ve "Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi"olmasına göre doldurulacaktır.
8- Bağlantı Görüşüne Esas CBS Ekran Görüntüsü: Hücreye “CBS ekran görüntüsü” ifadesi girilecek olup, EDVARS üzerinden bağlantı talep edilen yerin konumunu, elektrik dağıtım şebekesini, bağlantı hattı güzergahı ve mesafesini ve meskun mahal içi-dışı bilgisini ortaya koyabilecek veriyi içeren ekran görüntüsüne erişim sağlayacaktır.
9- Bağlantı başvurusunun Tipi: Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, bağlantı görüşü oluşturulan güç artışı talepleri için “Güç artışı”, bağlantı görüşü oluşturulan güç düşümü talepleri için “Güç düşümü”, bağlantı noktası değişikliği için "BND", kullanıcı talepli olarak revize edilen bağlantı başvuruları için “K-revize”, EDAŞ kaynaklı olarak revize edilen bağlantı başvuruları için “E-revize” ve ret edilen başvurular için “Ret” olmasına göre doldurulacaktır.
10- Bağlantı Talebine Konu Yerin Kullanım Amacı: Kullanım yerinin "Mesken", "Tarımsal Sulama", "Ticarethane", "Sanayi" ve "Geçici" bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. Bağlantı başvurusu yapılan kullanım yerinin birden fazla kullanım amacı içermesi durumunda ilgili sütun, gücü en fazla olana göre doldurulacaktır.
EK-3
Tablonun doldurulmasına ilişkin açıklamalar
1- Meskun mahal içinde veya dışında bulunan, bağlantı anlaşması imzalanan ve ilgili yıl içerisinde bağlantı talebi karşılanarak enerjilendirilme yapılan tüm bağlantı taleplerine yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır.
2- Bağlantı Talebine Konu Yerin Yapı Denetim Kapsamında Tesis Edilmesi: 8043 sayılı Yapı Denetimi Hakkında Kanun hükümlerine göre "Evet" veya "Hayır" olmasına göre doldurulacaktır.
3- Bağlantı Talebine Konu Yerin Bulunduğu Konum: Bağlantı talebine konu yerin meskûn mahal içinde, dışında veya Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendinde olmasına göre ("Meskûn mahal içi", "Meskûn mahal dışı", "5-h") doldurulacaktır.
4- Gerilim Seviyesi: Bağlantı talebinin karşılandığı gerilim seviyesine göre "AG" ve "OG" olarak doldurulacaktır.
5- Bağlantı Hattı Mesafesi: Parsel sınırına kadar olan bağlantı hattı ve parsel içi bağlantı hattı mesafelerine ayrı ayrı yer verilerek (örn: 50 m + 20 m) doldurulacaktır.
6- Bağlantı Hattını Tesis Eden: EDAŞ veya kullanıcı olmasına göre "EDAŞ" veya "Kullanıcı" olarak doldurulacaktır.
7- Bağlantı İçin Trafo Yeri İhtiyacı: Bağlantı için trafo yerinin gerekli olup olmamasına göre "Evet" ve "Hayır" olarak doldurulacaktır.
8- Trafo Yeri İçin İlgili İdarelere Yapılan Başvurunun Tarihi: Bağlantı için trafo yeri ihtiyacı başlıklı satırın evet olarak doldurulması halinde; hücreye trafo yeri için ilgili idareye yapılan ilk başvurunun tarihi ya da kullanıcı tarafından yer tahsis edilmesine ilişkin kira veya devir tarihi bilgisi girilecektir.
9- Yapının Bittiğini Tevsik Eden Belgenin Tarihi: Bağlantı hattının EDAŞ tarafından tesis edillmesi ve bağlantı talebine konu yerin yapı denetime tabi olması durumunda iş bitim belgesinin EDAŞ'a sunulma tarihine göre doldurulacak olup diğer hallerde boş bırakılacaktır.
10- İlgili İdarelerden Alınan İzin Belgesinin Tarihi: Bağlantı hattının EDAŞ tarafından tesis edilmesi ve bağlantı talebine konu yerin yapı denetime tabi olmadığı yapılar için kullanıcılar tarafından ilgili idarelerden alınan izin belgesinin elektrik dağıtım şirketine sunulma tarihine göre doldurulacak olup diğer hallerde boş bırakılacaktır.
11- Bağlantı Bedelinin Ödenme Tarihi: Bağlantı hattının EDAŞ tarafından tesis edildiği durumda ödeme belgesinin tarihi olarak doldurulacak olup diğer hallerde boş bırakılacaktır.
12- Bağlantı Anlaşmasının İmzalanma Tarihi: Bağlantı anlaşmasının imzalanma tarihine göre doldurulacaktır.
13- Bağlantı Talebinin Karşılanması İçin Yapılan Altyapı Çalışması: Bağlantının yapılması için gerekli altyapı ihtiyacı, BSKY'nin 10-A maddesinin 5 inci fıkrasının (a) bendinde belirtilen tesislerden "5.a.1", "5.a.2", "5.a.3", "5.a.4", "5.a.5", "5.a.6" uygun olan doldurulacaktır. Bağlantı talebinin karşılanması için birden fazla tesis yapımı gerekmesi durumunda talebin karşılanmasına esas sürelerden en uzun olan tesisin karakteristiğine göre doldurulacaktır.
14- Enerjilendirme Tarihi: Geçici kabul yetkisinin dağıtım şirketinde olduğu bağlantı başvurularında geçici kabul tutanağına göre doldurulacaktır. Geçici kabul yetkisinin dağıtım şirketi dışında üçüncü bir tarafa ait olması durumunda enerjilendirme protokolüne göre doldurulacaktır.
15- Geçici Kabul Tutanağı Tarihi: Geçici kabul yetkisinin elektrik dağıtım şirketinde olduğu tesislere ilişkin geçici kabul tutanağının tarihine, geçici kabul yetkisinin elektrik dağıtım şirketi dışında diğer kurum kuruluşlara ait olması durumunda diğer kurum ve kuruluşlara yapılan başvuru evrakının tarihine göre doldurulacaktır.
16- Tabloya girilen tüm tarihler "gg.aa.yyyy" formatına uygun olarak doldurulacaktır.
EK-4
1- Tabloda yer alan verilerden, Kişisel Verileri Koruma Kanunu çerçevesinde gizlenmesi gerekli olan gerçek kişiler ait ad ve soyad bilgileri ile sicil numarası/kimlik numarası gibi bilgiler haricinde maskelenme yapılmaması gerekmektedir.
2- Şirketin adı: İş kazası geçiren kişinin çalıştığı dağıtım şirketi ya da yüklenici şirketin açık adıdır.
3- Kaza Tarihi ile İş Göremezlik Raporu Başlangıç ve Bitiş Tarihlerinin Türkçe formatta girilmesi ve maskelenmemesi gerekmektedir.
4- Aynı kazadan birden fazla kişinin etkilenmesi halinde, etkilenen her çalışan için ayrı girdi oluşturulacaktır. Aynı kazaya ilişkin bir çalışanın birden fazla rapor alması durumunda her bir rapor için aynı kaza numarası ile ayrı girdi oluşturulacaktır.
5- İş kazası geçiren çalışanın çalışma süresine bakılmaksızın, tüm iş kazalarına tabloda yer verilir.
6- İş Kazası Tipi: Ölümlü İş Kazası için “1”, Kalıcı Uzuv Kayıplı İş Kazası için “2”, Diğer İş Kazası için “3” kullanılacaktır.
7- Kayıp Gün Süresine İlişkin Belge: Her bir iş kazasına ilişkin doktor raporu suretidir. Kayıp gün süresi hesabında; ölümlü iş kazası olması durumunda her bir ölümlü kaza için kayıp gün süresi 360 gün, kalıcı uzuv kayıplı kaza olması durumunda ise her bir kalıcı uzuv kayıplı kaza için kayıp gün süresi, 180 gün olarak kaydedilir. İş göremezlik raporunun kapsadığı dönemin müteakip yıla geçmesi durumunda, kayıp gün süresi ilgili yılın 31 Aralık (dahil) tarihine kadar olan döneme göre doldurulacak, rapordaki geriye kalan iş göremezlik dönemine müteakip yılın İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosunda yer verilecektir.
8- Kaza Sebebi: Mesleki kazalar için “1”, Trafik kazası için “2”, Doğal Afet için “3” , Hayvan Saldırısı için “4”, Diğer kazalar için ise “5” değeri kullanılacaktır.
9- Çalışma koşulları ile ilgili olmadığı değerlendirilen ölümlü veya uzuv kayıplı kazalara ilişkin kaza sebebini tevsik edici (resmi rapor vb.) bilgi ve belgelere yer verilecektir.
10- Kök kaza sebebi bilgisine; kazaya ilişkin incelemeden sonra kazaya neden olan kök neden ya da nedenler girilecektir.
11- Tablonun yukarıda belirtilen hususlar çerçevesinde oluşturulmaması, verilerin işlenmesini engelleyecek şekilde eksik ya da hatalı girdi yapılması halinde bu Usul ve Esasların 23 üncü maddesinin 10 uncu maddesi hükmü uygulanır.
EK-5
1- Dağıtım Şirketi için t-1 yılı içerisinde asgari 15 gün çalışmış (işten ayrılanlar dahil) toplam personel sayısıdır. Yüklenici Şirket için hizmet alımına esas işin icra edilmesi kapsamında, ilgili yılda asgari 15 gün çalışmış personelin toplam sayısıdır.
2- Şirketin adı: dağıtım şirketi ya da yüklenici şirketin açık adıdır ve tabloda herhangi bir veride maskeleme yapılmayacaktır.
EK-6
HAFTALIK GERİLİM ÇÖKMELERİ SINIFLANDIRMA TABLOSU
AÇIKLAMALAR
1- Haftalık gerilim çökmeleri sınıflandırma tablosunda; ölçüm yapılan her bir teknik kalite ölçüm cihazında yapılan toplam haftalık ölçüm sayısı kadar her hafta için gerilim çökmesi değerleri ayrı ayrı doldurulacaktır.
2- Teknik Kalite Ölçüm Yılı bilgisine ölçüm yılının başlangıcı girilecektir. Örneğin 2022-2023 teknik kalite ölçüm yılı için “2022” bilgisi girilecektir.
3-Teknik Kalite Ölçüm Kodu ve Teknik Kalite Ölçüm Yılı sütunlarında yer alan değerler Tablo-2 ile uyumlu olmalıdır.
Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu | Bağlantı Görüşü Tablosu
Bağlantı Başvuru Kodu | Başvuru Sahibi | Bağlantı Talebine Esas İzin Belgesi | Bağlantı Talep Gücü (kW) | Çevrim İçi Sisteme Başvuru Tarih ve Saati | Bağlantı Başvurusunun Tarih ve Saati | Bağlantı Görüşünün Tarih ve Saati | Bağlantının Karşılanacağı Gerilim Seviyesi | Bağlantı Talebine Konu Yerin Bulunduğu Konum | Bağlantı Görüşüne Esas CBS Ekran Görüntüsü | Bağlantı Başvurusunun Tipi | Bağlantı Talebine Konu Yerin Kullanım Amacı
Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu | Bağlantı Talebi Karşılama Tablosu
S/N | Başvuru Sahibi | Bağlantı Görüşü Kodu | Bağlantı Talebine Konu Yerin Yapı Denetim Kapsamında Tesis Edilmesi | Bağlantı Talebine Konu Yerin Bulunduğu Konum | Gerilim Seviyesi (AG/OG) | Anlaşma Gücü (kW) | Bağlantı Hattı Mesafesi | Bağlantı Hattını Tesis Eden | Bağlantı İçin Trafo Yeri İhtiyacı | Trafo Yeri İçin İlgili İdarelere Yapılan Başvurunun Tarihi | Yapının Bittiğini Tevsik Eden Belgenin Tarihi | İlgili İdarelerden Alınan İzin Belgesinin Tarihi | Bağlantı Bedelinin Ödenme Tarihi | Bağlantı Anlaşmasının İmzalanma Tarihi | Bağlantı Talebinin Karşılanması İçin Yapılan Altyapı Çalışması | Enerjilendirme Tarihi | Geçici Kabul Tutanağı Tarihi
İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu | İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosu
S/N | Şirketin Adı | Şirket SGK Sicil No | Kaza Geçiren Personel Adı-Soyadı1 Kaza Geçiren Personel SGK Sicil No | Kaza Tarihi (Gün.Ay.Yıl) | İş Göremezlik Raporu Başlangıç Tarihi | İş Göremezlik Raporu Bitiş Tarihi | İş Kazası
Tipi (1/2/3)2 Kayıp Uzuv (Varsa) | Kayıp Gün Süresi3 Kaza
Sebebi4 Kök
Kaza Sebebi5
Çalışan Sayısı Bildirim Tablosu | Çalışan Sayısı Bildirim Tablosu | Çalışan Sayısı Bildirim Tablosu | Çalışan Sayısı Bildirim Tablosu
S/N | Şirketin Adı | Şirket SGK Sicil No | t-1 Yılı İçinde Çalışmış Toplam Personel Sayısı1
Teknik Kalite Ölçüm Kodu | Teknik Kalite Ölçüm Yılı | Ölçüm haftası | Artık Gerilim u (%) | Süre t (ms) | Süre t (ms) | Süre t (ms) | Süre t (ms) | Süre t (ms)
Teknik Kalite Ölçüm Kodu | Teknik Kalite Ölçüm Yılı | Ölçüm haftası | Artık Gerilim u (%) | 10<t≤200 200<t≤500 500<t≤1000 1000<t≤5000 5000<t≤60000
90>u≥80
80>u≥70
70>u≥40
40>u≥5
5>u |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1c4196c615778.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİNDE
DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 14/4/2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 132/Ç maddesinin sonuna aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(17) 12/5/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimi Yönetmeliği kapsamında görevli tedarik şirketlerinin lisanssız üreticilere yapılması gereken ödemeleri zamanında ve/veya kısmen ya da tamamen yerine getirmediğinin tespit edilmesi halinde, söz konusu ödemelerin zamanında yapılabilmesi amacıyla avans alacaklarının bloke edilmesi de dahil uygulanacak diğer tedbirlere ilişkin usul ve esaslar Kurul tarafından belirlenir.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Tarihi | Sayısı
14/4/2009 14/4/2009 27200
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Tarihi | Sayısı
1- | 1/10/2009 27363
2- | 26/11/2009 27418 (Mükerrer)
3- | 17/4/2010 27555
4- | 6/11/2010 27751
5- | 20/2/2011 27852
6- | 3/11/2011 28104
7- | 3/3/2012 28222
8- | 18/9/2012 28415
9- | 30/12/2012 28513 (2. Mükerrer)
10- | 5/1/2013 28519
11- | 28/3/2015 29309
12- | 15/7/2015 29417
13- | 29/4/2016 29698
14- | 28/5/2016 29725
15- | 30/10/2016 29873
16- | 14/01/2017 29948
17- | 16/5/2017 30068
18- | 18/1/2018 30305
19- | 17/11/2018 30598
20- | 9/8/2019 30857
21- | 2/2/2020 31027
22- | 21/4/2020 31106
23- | 28/7/2020 31199
24- | 20/2/2021 31401
25- | 9/5/2021 31479
26- | 22/2/2022 31760 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1c962e4362604.docx | ELEKTRİK PİYASASINDA ÖNLİSANS VEYA LİSANSLARA KONU ÜRETİM TESİSLERİNİN SANTRAL SAHALARININ BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
BİRİNCİ BÖLÜM
Genel Hükümler
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Usul ve Esasların amacı, elektrik üretim tesisi kurmak üzere yapılan önlisans başvuruları veya alınan önlisanslara ilişkin proje sahaları ile üretim lisansı başvuruları veya üretim lisansları kapsamındaki tesislere ilişkin santral sahalarının belirlenmesinde uygulanacak esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2- (1) Bu Usul ve Esaslar, 02/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği kapsamında kurulabilecek olan üretim tesislerinde, mevcut üretim tesisleri ile önlisans veya üretim lisansı kapsamındaki tesis veya proje sahalarının ve bu sahalarda kurulabilecek yardımcı kaynak ünite alanlarının tespit edilmesine ilişkin usul ve esasları kapsar. Bu Usul ve Esaslar, 12/05/2019 tarihli ve 30772 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamındaki tesis veya projelere uygulanmaz.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin 12, 18, 20 ve 24 üncü maddelerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4- (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Santral alanı: Elektrik üretiminin gerçekleştirilmesine ilişkin türbin, motor, generatör vb. teçhizatın bulunduğu tesisler ile tesisin çalışması ve işletilmesi için gerekli olan idari birimler, yangın müdahale birimleri, yangın suyu depoları, arıtma tesisleri, yardımcı yakıt depoları, acil durum jeneratörleri, depolar, atölyeler vb. gibi destek ünitelerinin bir arada yer aldığı alanı,
b) Sosyal alan: Elektrik üretim tesisinde üretim yapılabilmesi için devamlı veya periyodik usulle çalışan personelin ihtiyaçlarının karşılanması için gerekli spor, barınma, lokal, otopark vb. alanlar ile çevre yeşili ve iç yollar vb. yer aldığı alanı,
c) Şalt sahası: Üretilen elektrik enerjisinin transformatörler kullanılarak gerilim seviyesini yükselten veya alçaltan, koruma sistemleri ile birlikte dağıtım ya da iletim sistemine aktarılması için gerekli orta gerilim veya yüksek gerilim makine ekipman ve/veya teçhizatının bulunduğu alanı,
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçen diğer ifade ve kısaltmalar Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’ndeki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Santral Sahalarının Belirlenmesi
Santral sahalarına ilişkin genel hükümler
MADDE 5- (1) Nükleer enerjiye dayalı olanlar ile sanayi tesisi sahasındaki elektrik üretim tesisleri hariç kaynak ayrımı yapılmaksızın önlisans veya üretim lisansına konu elektrik üretim tesislerinin santral sahalarında aşağıda yer verilen ortak unsurlar bulunur:
Santral alanı,
Sosyal alan,
Şalt sahası.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Elektrik üretim tesisleri için verilen önlisans veya üretim lisanslarına güvenlik bandı da dâhil olmak üzere santral sahası olarak; santral alanı ile bulunması halinde şalt sahası, talep edilmesi halinde sosyal alan ve dördüncü fıkrada belirtilen diğer alanlar ile ilgili maddesinde belirtilen alanları çevreleyen bütünleşik sahanın koordinatları derç edilir. Diğer unsurlara ilişkin veriler EPDK Başvuru Sisteminde tutulur.
(3) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Üretim tesis sahasının bütünleşik olması zorunludur. Santral sahasını oluşturan alanlar ya da unsurlar arasında teknik gerekler dışında makul mesafeler bırakılabilir. Bu mesafelerin mevzuatta tanımlanan hakların fazladan elde edilmesini amaçlayan kullanımları makul mesafe olarak değerlendirilmez. Ayrıca santral sahası, koridor oluşturulmak suretiyle genişletilemez. Ancak, kömür yakıtlı üretim tesislerinde maden işletme ruhsat sahası içerisinde kalacak ve bir koridorla santral sahasına birleştirilecek şekilde oluşturulan alan santral sahasına ilave edilebilir.
(4) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) İkinci fıkrada ve her bir kaynak türü ve tesis tipi için bu Usul ve Esasların ilgili hükmünde yer verilmeyen ancak diğer mevzuatta ya da tesis sahasının veya tesis teknolojisinin özelliklerinden kaynaklanan gerekler nedeniyle santral sahası içerisinde yer alması gereken alanlar ile yardımcı kaynak ünite alanı ve elektrik depolama ünite alanının her biri harita üzerine yerleştirilerek santral sahasına dâhil edilebilir.
Hidrolik enerjiye dayalı rezervuarlı tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 6- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik enerjiye dayalı rezervuarlı tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Rezervuar alanı,
Gövde,
Kazı palyeleri,
ç) Heyelan ve heyelan önleme alanları,
(Değişik:RG-17/04/2021-31457) Su iletim yapısı,
Denge bacası,
Cebri boru,
Santral kuyruk suyu alanı.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen rezervuar azami su kotu seviyesi ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir (Örnek Ek Şekil-1-a veya 1-b).
(3) (Değişik:RG-04/11/2021-31649) DSİ tarafından inşa edilip 6200 sayılı Kanun Ek Madde 1 kapsamında EÜAŞ’a devredilen hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde ve 3096 sayılı Kanun kapsamında kurulan üretim tesislerinde DSİ uhdesinde kalan su yapıları ile bunların mütemmim cüzleri kapsamındaki rezervuar alanı, gövde, dip savak, dolu savak, tüneller, kanallar, kazı palyeleri vb. unsurlar santral sahasına dâhil edilmez. Bu unsurlar EÜAŞ tarafından talep edilmesi veya EÜAŞ tarafından uygun görüş verilmesi halinde santral sahasına eklenir.
Hidrolik enerjiye dayalı kanal tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 7- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından hidrolik enerjiye dayalı kanal tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
(Değişik:RG-17/04/2021-31457) Regülatör ile bulunması halinde göl alanı,
(Değişik:RG-17/04/2021-31457) Su iletim yapısı,
Çökeltim ve yükleme havuzları,
ç) Denge bacası,
Cebri boru,
Kazı palyeleri,
(Ek: RG-17/04/2021-31457) Santral kuyruk suyu alanı.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek ve DSİ tarafından belirlenen regülatör azami su kotu seviyesine ve üretim tesisinin diğer unsurları için DSİ tarafından onaylanacak kuyruk suyu kotu seviyesine göre projeksiyonu alınmak suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-2).
(3) (Değişik:RG-04/11/2021-31649) DSİ tarafından inşa edilip 6200 sayılı Kanun Ek Madde 1 kapsamında EÜAŞ’a devredilen hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde ve 3096 sayılı Kanun kapsamında kurulan üretim tesislerinde DSİ uhdesinde kalan su yapıları ile bunların mütemmim cüzleri kapsamındaki rezervuar alanı, gövde, dip savak, dolu savak, tüneller, kanallar, kazı palyeleri vb. unsurlar santral sahasına dâhil edilmez. Bu unsurlar EÜAŞ tarafından talep edilmesi veya EÜAŞ tarafından uygun görüş verilmesi halinde santral sahasına eklenir.
Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 8- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından rüzgâr enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde santral sahası, 20/10/2015 tarihli ve 29508 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Rüzgâr Kaynağına Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi Hakkında Yönetmelik hükümlerine göre belirlenir.
Güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 9- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesislerinde santral sahası, 30/06/2017 tarihli ve 30110 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretimi Başvurularının Teknik Değerlendirmesi Hakkında Yönetmelik hükümlerine göre belirlenir.
Jeotermal enerjiye dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 10- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından jeotermal enerjiye dayalı üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Üretim kuyu alanları (kaptaj alanı dâhil),
Re-enjeksiyon kuyuları,
Jeotermal akışkan isale hatları.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-3). Bir üretim veya reenjeksiyon kuyusu ancak bir önlisansa veya üretim lisansına derç edilebilir.
(3) Üretim ve re-enjeksiyon kuyularını santral alanı ile birleştiren hatlara ait köşe koordinatları, santral alanını merkez alacak şekilde üretim ve re-enjeksiyon kuyularını çevreleyen en kısa mesafe baz alınarak belirlenir.
Biyokütle enerjisine dayalı doğrudan yakma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 11- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı doğrudan yakma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Yakıt stok alanı,
Kül depolama alanı,
Kontrol binası ve şaft binası.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-4).
(3) (Ek: RG-17/04/2021-31457) Bu madde kapsamındaki elektrik üretim tesislerinin termal bertaraf tipinde oldukları kabul edilir.
Biyokütle enerjisine dayalı biyometanizasyon teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 12- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve fermantasyon teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Atık kabul ve mekanik ayrıştırma alanı,
Çürütücü ve reaktörler (biyometanizasyon reaktörü dâhil),
Gaz temizleme ve gaz depolama alanı,
ç) Susuzlaştırma alanı.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-5).
(3) (Ek: RG-17/04/2021-31457) Çöp gazının yakıt olarak kullanıldığı elektrik üretim tesislerinde bu maddenin birinci fıkrasında yer alan unsurlar yer almaz, bu tipteki üretim tesislerinde santral sahası beşinci maddenin birinci fıkrasında belirtilen ortak unsurlardan oluşur.
Biyokütle enerjisine dayalı gazlaştırma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 13- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve gazlaştırma teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Atık kabul ve depolama alanı,
Yakıt hazırlama, gazlaştırma, gaz iyileştirme alanı,
Soğutma ve depolama alanı.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-6).
(3) (Ek: RG-17/04/2021-31457) Bu madde kapsamındaki elektrik üretim tesislerinin termal bertaraf tipinde oldukları kabul edilir.
Biyokütle enerjisine dayalı piroliz teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 14- (1) Yenilenebilir enerji kaynaklarından biyokütle enerjisine dayalı ve piroliz teknolojisi kullanılan üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Hammadde hazırlama, çelik ayrıştırma/boyut küçültme ünite alanı,
Piroliz reaktörü,
Manyetik ayırıcı,
ç) Yoğunlaştırma ünitesi.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-7).
(3) (Ek: RG-17/04/2021-31457) Atık lastiklerin işlenmesi sonucu ortaya çıkan yan ürünlerden elde edilen kaynakların yakıt olarak kullanıldığı elektrik üretim tesisleri haricindeki piroliz teknolojisi kullanılan elektrik üretim tesislerinin termal bertaraf tipinde oldukları kabul edilir. Bu elektrik üretim tesislerinde çelik ayrıştırma ve manyetik ayırıcı unsurları yer almaz.
Kömür yakıtlı konvansiyonel tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 15- (1) Yerli veya ithal kömür yakıtlı ve konvansiyonel tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Kömür yakıtlı akışkan yataklı tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 16- (1) Yerli veya ithal kömür yakıtlı ve akışkan yataklı tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Kömür yakıtlı süper kritik veya ultra süper kritik tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 17- (1) İthal kömür yakıtlı ve süper kritik veya ultra süper kritik tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsurlar bulunur:
Kül depolama sahası,
Rıhtım ve/veya su alma yapısı,
Kömür stok sahası.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-8).
Doğal gaz yakıtlı basit çevrim tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 18- (1) Doğal gaz yakıtlı ve basit çevrim tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası ortak unsurlardan oluşur.
(2) Ortak unsurların haritada işaretlenerek her biri için (Ek ibare:RG-17/04/2021-31457) gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-9).
Doğal gaz yakıtlı kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 19- (1) Doğal gaz yakıtlı ve kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tesis tipindeki üretim tesislerinde santral sahası ortak unsurlardan oluşur.
(2) Ortak unsurlar haritada işaretlenerek her biri için (Ek ibare:RG-17/04/2021-31457) gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-9).
Doğal gaz yakıtlı kombine çevrim tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 20- (1) Doğal gaz yakıtlı ve kombine çevrim tesis tipindeki üretim tesislerinde ortak unsurlara ilaveten aşağıdaki unsur bulunur:
Basınç düşürme istasyonu.
Su alma yapısı.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Ortak unsurlara ilaveten birinci fıkrada ve bu Usul ve Esaslarda belirtilen her bir unsur haritada işaretlenerek her biri için gerekmesi halinde ilgili mevzuatında tanımlanan koruma, sağlık, güvenlik bandı vb. mesafeler eklenmek suretiyle bulunacak dış hat üzerinden doğrusal şekilde birleştirilerek santral sahası belirlenir. (Örnek Ek Şekil-10).
Sanayi tesisi sahasındaki kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tipindeki üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 21- (1) Sanayi tesisi sahasındaki kojenerasyon, mikrokojenerasyon veya trijenerasyon tesis tipindeki üretim tesislerinde yakıt tipinden bağımsız olarak santral sahası, sanayi tesisinin kurulu olduğu tüm parseller olarak kabul edilir.
(2) Birinci fıkrada belirtilen tesis tipleri haricinde olup sanayi tesisi sahasında ve söz konusu sanayi tesisine hizmet etmek amacıyla kurulmuş olan üretim tesislerinde santral sahası, sanayi tesisinin kurulu olduğu tüm parseller olarak kabul edilir.
(3) (Ek: RG-17/04/2021-31457) Bir elektrik üretim tesisinin elektrik enerjisi ihtiyacını karşıladığı sanayi tesisinin birden çok bağımsız alan üzerinde kurulmuş olması halinde, söz konusu elektrik üretim tesisinin santral sahası olarak; talep edilmesi halinde, elektrik enerjisi ihtiyacı aynı baradan karşılanan ve aynı tüzel kişiliğe ait tüketim tesislerinin yer aldığı bağımsız alanların tamamı santral sahası olarak lisansına derç edilir.
Nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerinde santral sahası
MADDE 22- (1) Nükleer enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde santral sahası yer lisansına konu saha olarak kabul edilir.
Yardımcı kaynak ünite alanı
MADDE 23- (1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi kurmak üzere yapılacak önlisans veya üretim lisansı başvuruları ile mevcut önlisans veya üretim lisanslarına konu üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında yapılan tadil başvurularında yardımcı kaynağa dayalı ünite/ünitelerin;
a) Rüzgâr enerjisine dayalı olması halinde ünite koordinatları,
b) Diğer kaynaklara dayalı olması halinde bu ünite/ünitelerin kapladığı alana ilişkin köşe koordinatları yardımcı kaynak ünite alanı olarak
EPDK Başvuru Sistemine yüklenir ve bu koordinatlar ilgili önlisansa veya üretim lisansına derç edilir.
(2) (Değişik:RG-17/04/2021-31457) Elektrik üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında, yardımcı kaynak ünite alanı için ihtiyaç duyulması halinde Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 46 ncı maddesi hükümleri kapsamında Kuruma başvuru yapılabilir. Yardımcı kaynağı güneş enerjisi olan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde, her 1 MW yardımcı kaynak gücüne karşılık azami 15 dönüme kadar alan santral sahası sınırlarına bütünleşik olmak kaydıyla yardımcı kaynak ünite alanı olarak santral sahasına ilave edilebilir.
(3) (Mülga:RG-17/04/2021-31457)
(4) (Mülga:RG-17/04/2021-31457)
Yardımcı kaynak ünite gücü
MADDE 24 - (Ek: RG-17/04/2021-31457)
(1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kurulabilecek yardımcı kaynağa dayalı ünitelerin toplam mekanik gücü;
a) Ana kaynağa dayalı ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücü 50 MW ve altında olan elektrik üretim tesislerinde, ana kaynağa dayalı ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücünü,
b) Ana kaynağa dayalı ünitelerin toplam elektriksel kurulu gücü 50 MW’ın üstünde olan elektrik üretim tesislerinde; 50 MW güce, ana kaynağın elektriksel kurulu gücünün 50 MW’ı aşan kısmının yarısına tekabül eden güç ilave edilerek bulunacak toplam gücü
aşamaz. Bu madde kapsamında tesis edilecek yardımcı kaynağa dayalı ünitelerin mekanik kurulu gücü toplamda 100 MW’ı geçemez.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Geçici ve Son hükümler
Santral sahası belirlenmemiş olan mevcut önlisans ve üretim lisanslı projeler
Geçici Madde 1- (1) Mevcut önlisans veya üretim lisansları kapsamında, ilgili tüzel kişilerin, söz konusu üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında başvuruda bulunmaları halinde öncelikle, santral sahalarının bu Usul ve Esaslarla belirlenen hükümlere uygun hale getirilerek ilgili önlisansa veya üretim lisansına derç edilmesi gerekir.
(2) Bu Usul ve Esasların yürürlüğe girdiği tarihten sonra Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin ilgili hükümleri uyarınca yapılacak veya bu tarihten önce yapılmış ancak Kurum tarafından hakkında henüz karar alınmamış santral sahası değişikliği tadil taleplerine konu santral sahalarının, bu Usul ve Esaslarla belirlenen hükümlere uygun şekilde sunulması gerekir.
Önlisansı müteakip üretim lisansı başvurularında santral sahasının uyumlaştırılması
Geçici Madde 2- (Değişik:RG-17/04/2021-31457) (1) Santral sahası önlisanslarına derç edilmemiş tüzel kişilere verilecek üretim lisanslarında bu Usul ve Esaslara göre belirlenmiş santral sahası bilgilerine de yer verilir.
Kullanım hakkı edinilip imar planı yapılmış arazilerin santral sahasına dâhil edilmesi
Geçici Madde 3- (Mülga:RG-17/04/2021-31457)
Yürürlük
MADDE 25- (Değişik:RG-16/01/2021-31366) (1) Bu Usul ve Esasların Geçici 2 nci maddesi 01/07/2021 tarihinde, diğer maddeleri ise 1/7/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 261- (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1ca65a9a63066.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI YAN HİZMETLER YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN YÖNETMELİK
MADDE 1 – 27/1/2021 tarihli ve 31377 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde Değişiklik Yapılmasına Dair Yönetmeliğin 54 üncü maddesinin birinci fıkrasının (a) bendinde yer alan “yayımı tarihinden on ay sonra,” ibaresi “1/1/2022 tarihinde,” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1d0ebb5e70058.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13156-10 Karar Tarihi: 26/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/12/2024 tarihli toplantısında; 5/10/2016 tarihli ve 6520 sayılı Kurul Kararı’nın 4 üncü maddesi uyarınca Otomatik Sayaç Okuma Sistemi kapsamında ilave veri talep edilmesi halinde tahsil edilecek bedelin 1/1/2025 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
OSOS İlave Veri Talebi Bedeli | OSOS İlave Veri Talebi Bedeli
2025 Bedel (TL)
Sayaç/Ay 46,9 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_1d6870fc91151.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10625 Karar Tarihi : 16.12.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 16.12.2021 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine ilişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine, karar verilmiştir.
YÜKÜMLÜLÜK TRANSFER PLATFORMUNUN İŞLETİLMESİNE İLİŞKİN
USUL VE ESASLAR
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar
Amaç
MADDE 1- (1) Bu Usul ve Esasların amacı, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) tarafından Yükümlülük Transfer Platformunun işletilmesine ilişkin usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar, 26 Kasım 2017 Tarihli ve 30252 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında düzenlenen primer ve sekonder frekans kontrolü hizmetlerinin tedarik esasları çerçevesinde, Yükümlülük Transfer Platformunda gerçekleştirilecek yükümlülük transferi işlemlerine ve ek rezerv tedarikine ilişkin genel esaslar ile yan hizmetler piyasası katılımcıları tarafından Yükümlülük Transfer Platformuna sunulacak tekliflerin yapısına, sisteme girilmesine, sıralanmasına, eşleşmesine, bu kapsamda gerçekleştirilecek işlemlerin ücretlendirilmesine ve Yükümlülük Transfer Platformu kapsamında yürütülecek arıza prosedürlerine ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3- (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanını,
Ek rezerv: Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tanımlanmış olan frekans kontrolü hizmetlerinin tedarik süreci sonrasında ortaya çıkan ihtiyaç doğrultusunda tedarik edilen rezervi,
Fatura dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’de biten süreyi,
ç) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
d) Kanun: 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nu,
e) Sistem İşletmecisi: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
f) Teklif fiyatı: Yükümlülük transfer platformu üzerinden yükümlülük transferi işlemi yapmak isteyen tüzel kişiler tarafından, yükümlülük transfer etme ve/veya yükümlülük transfer alma yönündeki teklifleri kapsamında belirlenen ve ilgili teklife konu olan uzlaştırma dönemi ve/veya uzlaştırma dönemlerine ilişkin olarak, ilgili rezervin tedarik süreci sonucunda belirlenmiş olan saatlik kapasite bedelinden hariç olmak üzere, yalnızca birim rezerv yükümlülüğünü transfer etmek ve/veya transfer almak için talep edilen fiyatı (TL/MW),
g) Transfer bedeli: Yükümlülük transfer platformu kapsamında gerçekleştirilen her bir transfer işlemi için, ilgili transfer işlemi neticesinde üstlenilen rezerv yükümlülüklerinin yerine getirilmesi halinde, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca ilgili tüzel kişiye yapılması gereken ödemeler hariç olmak üzere; rezerv yükümlülüğünün transfer edilmesine ve/veya transfer alınmasına karşılık ödenmek üzere, transfer işlemine ait teklif fiyatı ve teklif miktarı üzerinden hesaplanan bedeli (TL),
ğ) Transfer işlem ücreti: Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden transfer işlemi gerçekleştiren tüzel kişiler tarafından, her bir transfer işlemi için TEİAŞ’a ödenecek işlem ücretini (TL),
h) Teklif miktarı alt limiti: Yükümlülük Transfer Platformuna girişi yapılan bir transfer teklifi kapsamında, teklif sahibi tüzel kişi tarafından belirtilen ve ilgili teklifin eşleştirilebilmesi için gereken asgari rezerv miktarını (MW),
ı) Teklif miktarı üst limiti: Yükümlülük transfer platformuna girişi yapılan bir transfer teklifi kapsamında, teklif sahibi tüzel kişi tarafından belirtilen ve teklifin eşleştirilebilmesi için gereken azami rezerv miktarını (MW),
i) Uzlaştırma dönemi: Bir fatura dönemi içerisinde yer alan her bir saati,
j) Yan Hizmet Piyasa Yönetim Sistemi (YHPYS): Yan hizmetler piyasasına ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla kullanılan internet tabanlı uygulamaları,
k) Yükümlülüğün özel emir yoluyla transferi: Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tanımlanmış olan frekans kontrolü hizmetlerinin tedarik süreci sonucunda seçilmiş olan yan hizmet piyasası katılımcıları tarafından; üstlenmiş oldukları rezerv yükümlülüklerinin, transfer platformu üzerinden, transfer eden ve transfer alan olmak üzere tarafları belirli olacak şekilde özel anlaşma yoluyla devredilmesini,
l) Yükümlülük transfer alma teklifi (TAL): Yükümlülük devralma yönündeki transfer teklifini,
m) Yükümlülük transfer etme teklifi (TET): Yükümlülüğünü devretme yönündeki transfer teklifini,
n) Yükümlülük Transfer Platformu: Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında tanımlanmış olan frekans kontrolü hizmetlerinin tedarik süreci sonucunda seçilmiş olan yan hizmet piyasası katılımcıları tarafından, ilgili Yönetmelikte belirtilen sınırlar dahilinde yükümlülüklerini devredebilmelerini sağlayan internet tabanlı ara yüzü,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlama ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Yükümlülük Transfer Platformunun İşletilmesine İlişkin Genel Esaslar ve Ek Rezerv Tedariki
Yükümlülük Transfer Platformunun işletilmesine ilişkin genel esaslar
MADDE 5- (1) Yükümlülük Transfer Platformunda yürütülen işlemlerin tamamı tüzel kişi bazında gerçekleştirilir. Yükümlülük Transfer Platformuna, primer ve sekonder frekans kontrolü hizmetlerine katılma yeterliliği bulunan yan hizmet birimlerine sahip tüzel kişiler katılabilir.
(2) Yükümlülük Transfer Platformunda gerçekleşen tüm transfer işlemlerinde, rezerv sağlama yükümlülüğü ile birlikte mali yükümlülük de devredilmiş olur.
(3) Tüzel kişiler tarafından, Yan Hizmetler Piyasa Yönetim Sistemi (YHPYS) üzerinden bildirimi yapılmış olan rezerv yükümlülükleri, ilgili bildirim kaldırılmadığı sürece transfer edilemez.
(4) Yükümlülük Transfer Platformunda tüzel kişiler arasında transferi gerçekleşen yükümlülükler tekrar transfer edilebilir.
(5) Tüzel kişiler aynı uzlaştırma dönemi için transfer alma ve transfer etme yönünde birden çok teklif verebilirler ancak bir tüzel kişinin yükümlülük transfer alma ve transfer etme teklifleri kendi arasında eşleşemez.
(6) Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde belirtilen tedarik esasları çerçevesinde, primer frekans kontrolü (PFK) ve/veya sekonder frekans kontrolüne (SFK) ilişkin olarak TEİAŞ tarafından yürütülen rezerv tedarik süreçleri tamamlanan ve sonuçları kesinleşen uzlaştırma dönemleri için, yan hizmetler piyasası katılımcısı tüzel kişiler tarafından Yükümlülük Transfer Platformuna teklif girişi yapılabilir.
(7) Tüzel kişilerin, Yükümlülük Transfer Platformu kapsamında yükümlülük transferi ve/veya ek rezerv tedarik işlemleri sonucunda uzlaştırma dönemi bazında üstlenmiş oldukları rezerv yükümlülüklerinin toplamı ile ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin olarak TEİAŞ tarafından yürütülen tedarik süreci sonunda ve/veya ek rezerv tedarik süreci sonucunda üstlenmiş oldukları tüm rezerv yükümlülüklerinin toplamı; ilgili tüzel kişinin, ilgili frekans kontrolü hizmetine ilişkin olarak TEİAŞ ile imzalamış olduğu rezerv tedarik süreci katılım anlaşması kapsamında yer alan azami rezerv miktarını geçemez.
(8) Rezerv yükümlülüğünün özel emir yoluyla transfer edilmesi kapsamında, transfer eden ve transfer alan olmak üzere transfer işleminin tarafları olan tüzel kişiler, yükümlülüğün transferi işlemini, aşağıdaki esaslar çerçevesinde, teklif fiyatı ve teklif miktarı bakımından kendi aralarında anlaşarak Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden gerçekleştirebilir.
a) Özel emir transfer tekliflerinde, transfer eden ve transfer alan olmak üzere, ilgili tüzel kişiler tarafından rezervin sağlanacağı başlangıç, bitiş saatleri, transfer miktarı (MW), transfer birim fiyatı (TL/MW), devreden tüzel kişi, devralan tüzel kişi bilgileri aynı şekilde girilir.
b) Özel emir teklifleri, özel emir teklifinin tarafı olan tüzel kişiler haricindeki tüzel kişiler tarafından görülemez.
(9) Yükümlülük Transfer Platformunda gerçekleştirilen tüm işlemler sonrasında, üstlenilen rezerv yükümlülüklerinin sağlanacağı uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerinin nihai bildirimleri esnasında, ilgili uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerinin Dengeleme Güç Piyasasına sunmuş olduğu teklifler, aşağıdaki esaslar çerçevesinde, yazılım vasıtasıyla otomatik olarak güncellenir.
a) Uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerinin sağlayacağı rezervin artırılması durumunda, Dengeleme Güç Piyasasına sunmuş olduğu yük alma yönündeki en pahalı tekliften başlamak üzere teklif miktarı azaltma işlemi gerçekleştirilir.
b) Uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerinin sağlayacağı rezervin azaltılması durumunda, hidrolik santraller hariç olmak üzere, Dengeleme Güç Piyasasına sunmuş olduğu yük alma yönündeki en ucuz teklif için teklif miktarı artırma işlemi gerçekleştirilir.
(10) Ek rezerv yükümlülükleri transfer edilemez.
(11) Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden ek rezerv tedarik edilen tüzel kişi, rezerv bildirimini yaparken, ek rezervi hangi uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerinden hangi miktarlarda sağlayacağını Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde tanımlı usuller çerçevesinde bildirir.
(12) Ek rezerv sağlamak üzere rezerv bildirimi yapılan uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerinin ek rezerv miktarları azaltılamaz.
Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden ek rezerv tedariki
MADDE 6- (1) TEİAŞ, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği’nde belirtilen ek rezerv tedarik süreci sonucunda ihtiyaç duyduğu rezerv miktarının tamamını veya bir kısmını rezervin sağlanacağı zamandan iki saat öncesine kadar tedarik edemediği durumlarda, ihtiyaç duyduğu ek rezerv miktarını, Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden tedarik edebilir.
(2) TEİAŞ, birinci fıkra kapsamında tedarik edilecek ek rezerv miktarını, rezervin sağlanacağı zamandan en erken iki saat önce olmak üzere, Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden duyurur.
(3) Ek rezerv tedariki için seçilen teklifler, kendi fiyatları üzerinden değerlendirilir.
(4) Ek rezerv duyurusunda, ihtiyaç duyulan asgari ve azami rezerv miktarları, fiyattan bağımsız olarak belirtilir. İlgili uzlaştırma dönemi için transfer alma yönünde yeterli teklif olması durumunda, platform tarafından otomatik olarak bu aralık içinde ek rezerv tedariki gerçekleştirilir
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Yükümlülük Transfer Platformuna Sunulacak Tekliflerin Yapısı, Girişi, Sıralanması ve Eşleşmesi
Yükümlülük Transfer Platformuna sunulacak tekliflerin yapısı
MADDE 7- (1) Yükümlülük transfer etme (TET) veya yükümlülük transfer alma (TAL) yönünde olmak üzere iki tip teklif verilebilir.
(2) TET veya TAL yönündeki teklifler, teklif miktarı (MW) ve transfer teklif fiyatından (TL/MW) oluşur.
(3) Özel emir teklifleri de dahil olmak üzere tüm teklifler için, teklif miktarı, alt limit ve üst limit olmak üzere iki değer içerir ve bu değerler aşağıdaki esaslar çerçevesinde belirlenir.
a) Teklif miktarı alt limiti, transfer işleminin gerçekleşebileceği asgari MW değeridir. Bu değer, PFK için en az 0,01 MW ve SFK için en az 1 MW olabilir.
b) Teklif miktarı üst limiti, transfer işleminin gerçekleşebileceği azami MW değeridir.
c) Teklif miktarları, primer PFK hizmeti kapsamında gerçekleştirilen rezerv transfer teklifleri için 0.01 MW ve katlarından, SFK hizmeti kapsamında gerçekleştirilecek rezerv transfer teklifleri için 1 MW ve katlarından oluşur
(4) Tüzel kişiler, bir uzlaştırma dönemi bazında TET veya TAL yönünde birden çok teklif verebilirler.
(5) Tüzel kişi bazında, bir uzlaştırma dönemindeki TET yönündeki teklif miktarlarının üst limitlerinin toplamı, ek rezerv yükümlülükleri hariç olmak üzere; ilgili saat için, ilgili tüzel kişi tarafından, ilgili rezerve ilişkin olarak TEİAŞ tarafından yürütülmüş olan tedarik süreci sonunda yükümlülük alınmış olan rezerv miktarından, YHPYS üzerinden bildirimi yapılmış rezerv miktarları düşüldükten sonra kalan rezerv miktarını geçemez.
(6) Tüzel kişi bazında bir uzlaştırma dönemindeki TAL yönünde teklif miktarlarının üst limitleri ve ilgili saat için ilgili tüzel kişi tarafından yükümlülük alınmış rezerv miktarlarının toplamı, ilgili tüzel kişinin, ilgili rezerv tedarik sürecine ilişkin katılım anlaşmasında kayıtlı azami rezerv miktarını geçemez.
(7) Tüzel kişiler TET ve/veya TAL yönünde blok teklif verebilirler. Bu durumda, başlangıç ve bitiş saati aynı olan blok teklifler birbirleri ile eşleşebilir.
(8) Başlangıç ve bitiş saati aynı olan blok tekliflerin eşleştirilmesinde, tekliflerin eşleştirilmesine ilişkin bu Usul ve Esaslarda tanımlanan kurallar blok bazında uygulanır.
Yükümlülük Transfer Platformuna sunulacak tekliflerin girişi ve sıralanması
MADDE 8- (1) Her bir uzlaştırma dönemi için TET ve TAL yönündeki teklifler, öncelikle aşağıdaki esaslar çerçevesinde, kendi aralarında fiyat sırasına göre dizilir.
a) TET yönündeki teklifler büyük fiyattan küçüğe doğru sıralanır.
b) TAL yönündeki teklifler küçük fiyattan büyüğe doğru sıralanır.
(2) Teklif fiyatlarının aynı olması durumunda, teklifler, tekliflerin Yükümlülük Transfer Platformuna giriş zamanına göre sıralanır.
(3) Tüzel kişiler, Yükümlülük Transfer Platformuna girişi yapılmış ancak henüz eşleşmemiş olan tekliflerin miktar ve fiyatını görebilirler.
(4) Teklifinin tamamı veya bir kısmı eşleşmeyen tüzel kişiler, rezervin sağlanacağı zamandan doksan dakika öncesine kadar tekliflerinin eşleşmemiş olan kısmını fiyat ve miktar bakımından güncelleyebilirler.
Yükümlülük Transfer Platformunda tekliflerinin eşleşmesi
MADDE 9- (1) Tekliflerin sıralanmasına ilişkin 8 inci maddede belirtilen hükümler doğrultusunda sıralanan TET ve TAL yönündeki tekliflerden ilk sırada yer alan teklifler, fiyat ve miktarların eşleşmesi durumunda birbirleri ile anlık olarak eşleştirilir.
(2) Tekliflerin eşleşmesi halinde eşleşen miktar kadar transfer işlemi kesinleşmiş olur. Bu işlemler iptal edilemez.
(3) Tüzel kişinin teklifinin bir kısmı eşleştiği zaman, teklifin üst limiti otomatik olarak güncellenir. Eğer üst limitte kalan rezerv miktarı, alt limit miktarının altında kalırsa alt limit otomatik olarak PFK için 0,01 MW ve SFK için 1 MW seviyesine güncellenir.
(4) Teklif girişlerinin başlamasının ardından rezervin sağlanacağı zamandan doksan dakika öncesine kadar transfer işlemleri gerçekleştirilebilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Yükümlülük Transfer Platformunda Gerçekleştirilen İşlemlerin Ücretlendirilmesi ve Arıza Prosedürleri
Yükümlülük Transfer Platformunda gerçekleştirilen işlemlerin ücretlendirilmesi
MADDE 10- (1) Eşleşmenin gerçekleştiği transfer işlemlerine dair transfer bedeli aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
(2) Birinci fıkradaki formülde geçen;
a) TBt,s: “s” saatinde eşleşmenin gerçekleştiği “t” transfer işlemine dair transfer bedelini (TL),
b) TFp,t,s: “s” saatinde eşleşmenin gerçekleştiği “t” transfer işlemi kapsamında TAL yönünde teklif sahibi “p” tüzel kişisine ait teklif fiyatını (TL/MW),
c) RMt,s: “s” saatinde eşleşmenin gerçekleştiği “t” transfer işlemi kapsamında transfer edilen rezerv miktarını (MW),
ifade eder.
(3) Tekliflerin eşleştirilmesi sonrasında oluşan transfer bedeli TEİAŞ tarafından altıncı fıkradaki hükümler çerçevesinde, ayrıca faturalandırılır.
(4) Eşleşen tekliflerin transfer bedeli 0 (sıfır) TL’den büyük ise aşağıdaki esaslar çerçevesinde işlem yapılır;
a) TET yönünde eşleşen teklifler için, teklif sahibi tüzel kişiler, TEİAŞ’a transfer bedeli öder.
b) TEİAŞ, TAL yönünde eşleşen teklifler için teklif sahibi tüzel kişilere transfer bedeli öder.
(5) Eşleşen tekliflerin transfer bedeli 0 (sıfır) TL’den küçük ise aşağıdaki esaslar çerçevesinde işlem yapılır;
a) TAL yönündeki teklifleri eşleşen, teklif sahibi tüzel kişiler, TEİAŞ’a transfer bedeli öder.
b) TEİAŞ, TET yönünde eşleşen teklifler için, teklif sahibi tüzel kişilere transfer bedeli öder.
(6) Yükümlülük Transfer Platformu kapsamında, yükümlülük transfer işlemi gerçekleştiren yan hizmetler piyasası katılımcısı tüzel kişilerin, söz konusu yükümlülük transferi işlemine ilişkin olarak, dördüncü ve beşinci fıkralar çerçevesinde TEİAŞ’a ödeyeceği veya TEİAŞ’tan alacağı transfer bedeline ilişkin ödeme bildirimi, faturalama, ödeme ve itiraz süreçleri; Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde yer alan bildirimler, faturalama ve ödemelere ilişkin hükümler çerçevesinde, hizmetin sağlandığı fatura dönemini izleyen fatura döneminden başlamak üzere yürütülür. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca yayımlanan ödeme bildirimleri, tebligat olarak kabul edilir.
(7) Ek rezerv tedariki hariç olmak üzere, özel emir dahil tüm transfer işlemlerinde; yükümlülüğünü devreden ve yükümlülüğünü devralan tüzel kişilerin her birinden transfer bedelinin %1’i oranında transfer işlem ücreti alınır. Söz konusu ücret, Yükümlülük Transfer Platformu hizmet bedeli olarak, ilgili tüzel kişiler tarafından TEİAŞ’a ödenir. Bu çerçevede, Yükümlülük Transfer Platformunda gerçekleştirilen transfer işlemleri için, ilgili tüzel kişilere, fatura dönemi bazında yansıtılacak transfer işlem ücretleri, altıncı fıkra ile uyumlu olarak, ilgili ayın ödeme bildirimlerinde yer alır.
(8) TEİAŞ tarafından, Yükümlülük Transfer Platformu üzerinden gerçekleştirilen ek rezerv tedariki kapsamında, TAL yönündeki teklifleri eşleşen tüzel kişilere, tekliflerinin eşleştiği ve rezerv yükümlülüğü üstlendikleri her bir uzlaştırma dönemi için, TEİAŞ tarafından Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde yapılacak izleme ve değerlendirme neticesinde hizmete katılım durumu “sağladı” olarak değerlendirilmesi halinde, ek rezerv bedeli üzerinden ödeme gerçekleştirir. Ek rezerv bedeli ise, ilgili hizmete ilişkin olarak, ilgili uzlaştırma dönemi için TEİAŞ tarafından yürütülmüş olan tedarik süreci sonucunda belirlenmiş olan saatlik kapasite bedeli ile ilgili tüzel kişinin, ilgili hizmet kapsamında, ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin olarak TEİAŞ tarafından Yükümlülük Transfer Platformu aracılığıyla yürütülmüş olan ek rezerv tedarik süreci sonucunda eşleşmiş olan teklif fiyatının toplamından oluşur.
Yükümlülük Transfer Platformuna ilişkin arıza prosedürleri
MADDE 11- (1) TEİAŞ, yükümlülük transfer platformunun arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür.
(2) TEİAŞ, yükümlülük transfer platformunun arıza, bakım ve benzeri durumlarda devre dışı olması halinde, söz konusu durumu yan hizmetler piyasası katılımcılarına duyurur.
(3) İkinci fıkra uyarınca, Yükümlülük Transfer Platformunun devre dışı kalması halinde, yan hizmetler piyasası katılımcısı olan tüzel kişilerin; yükümlülük transfer platformunun devre dışı olduğu süre içerisinde, yükümlülüğünü transfer etmek için bu Usul ve Esaslarda tanımlı süreler çerçevesinde, yeterli sürenin kalmadığı uzlaştırma dönemi ve/veya dönemlerine ilişkin yükümlülüklerini, ikili anlaşma yoluyla bir başka yan hizmetler piyasası katılımcısına devretmeye ilişkin başvuruları, TEİAŞ tarafından değerlendirilir ve ancak TEİAŞ’ın onayı halinde geçerlilik kazanabilir.
(4) TEİAŞ tarafından arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan maliyetlerden ve zararlardan, TEİAŞ sorumlu tutulamaz.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Yürürlük ve Yürütme
Yürürlük
MADDE 12- (1) Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 13- (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
EK- Yükümlülük Transfer Platformu Tedarik Süreci |
Subsets and Splits
No community queries yet
The top public SQL queries from the community will appear here once available.