source_file
stringlengths 8
137
| extracted_text
stringlengths 58
625k
|
|---|---|
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_4fb76c8f59820.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) 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:
(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) 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) (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_4fc85e3758059.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11503 Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında;
Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin (Yönetmelik) 132/D maddesinin onbirinci fıkrası kapsamında; 28/02/2023 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 01/01/2023 tarihinde yürürlüğe girmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_4ff00e3552649.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:7618 Karar Tarihi:28/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2017 tarihli toplantısında; Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğin 28 inci maddesi kapsamında hesaplanan ve daha öncesince 31/03/2014 tarihli ve 4948 sayılı Kurul kararı ile %5 olarak belirlenen ÖDGTt ‘nin (t yılında kayıp enerji tedariki kapsamında piyasa işletim lisansı sahipleri tarafından fatura edilmesi öngörülen ve Kurulca uygun bulunan tutarların toplamı) 2018 yılından itibaren %2,5 olarak berlirlenmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_500426af42146.docx | EK-4
1 İş kazası geçiren çalışanın çalışma süresine bakılmaksızın, tüm iş kazalarına tabloda yer verilir.
2 İş Kazası Tipi: 1-Ölümlü İş Kazası, 2- Kalıcı Uzuv Kayıplı İş Kazası, 3-Diğer İş Kazası
3 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 görmezlik 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 görmezlik dönemine müteakip yılın İş Sağlığı ve Güvenliği Tablosunda yer verilecektir.
4 1-Mesleki, 2-Trafik, 3- Doğal Afet, 4- Hayvan Saldırısı, 5- Diğer
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 | Elektrik Dağıtım Şirketi/ Yüklenici Şirket | Şirket SGK Sicil No | Kaza Geçiren Personel Adı-Soyadı1 Kaza Geçiren Personel SGK Sicil No | Kaza Tarihi (Gün.Ay.Yıl) | İş Görmezlik Raporu Başlangıç Tarihi | İş Görmezlik Raporu Bitiş Tarihi | İş Kazası
Tipi(1/2/3)2 Kayıp Uzuv (Varsa) | Kayıp Gün Süresi3 Kaza
Sebebi4 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5018b77182258.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12252 Karar Tarihi: 14/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 14/12/2023 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasasında 2024 yılında uygulanacak olan önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedellerine ilişkin olarak aşağıdaki Karar alınmıştır.
MADDE 1- 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanununun 5 inci maddesinin yedinci fıkrasının (i) bendi ve 10 uncu maddesinin 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununun 19 uncu maddesi ile değişik (A) fıkrasının (a) bendi ile Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 43 üncü maddesi uyarınca 2024 yılında uygulanacak olan önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedelleri aşağıdaki şekilde belirlenmiştir.
2024 yılında uygulanacak olan lisans alma, lisans yenileme, lisans tadili ve lisans sureti çıkartma bedelleri:
Elektrik Piyasasında faaliyet gösteren lisans sahiplerinin 2023 yılı faaliyetleri için 2024 yılında ödemekle yükümlü oldukları yıllık lisans bedeli:
MADDE 2- Bu Karar 1/1/2024 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Lisans Türü | Bedel Türü | Bedel Kıstası (Kurulu Güç(P=MW), Bir yılda dağıtımı yapılan/yapılması öngörülen enerji miktarı (D=kWh)) | Bedel (TL)
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | 0 < P ≤ 10 MW 51.030,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | 10 < P ≤ 25 MW 99.140,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | 25 < P ≤ 50 MW 148.700,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | 50 < P ≤ 100 MW 247.820,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | 100 < P ≤ 250 MW 495.590,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | 250 < P ≤ 500 MW 990.680,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | 500 < P ≤ 1000 MW 1.485.770,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans alma bedeli* | P > 1000 MW 2.477.840,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 0 < P ≤ 10 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 25.515,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 10 < P ≤ 25 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 49.570,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 25 < P ≤ 50 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 74.350,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 50 < P ≤ 100 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 123.910,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 100 < P ≤ 250 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 247.795,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 250 < P ≤ 500 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 495.340,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 500 < P ≤ 1000 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 742.885,00
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli | P > 1000 MW -Lisans alma bedelinin % 50’si 1.238.920,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans Tadil Bedeli | Asgari** | 51.030,00
Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı | Önlisans/Lisans Suret Çıkarma Bedeli 10.610,00
İletim Lisansı | Lisans Tadil Bedeli 51.030,00
İletim Lisansı | Lisans Suret Çıkarma Bedeli 10.610,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans alma bedeli | D ≤ 100 milyon kWh 247.820,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans alma bedeli 100 milyon kWh < D ≤ 250 milyon kWh 495.590,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans alma bedeli 250 milyon kWh < D ≤ 500 milyon kWh 742.910,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans alma bedeli 500 milyon kWh < D ≤ 1 milyar kWh 1.238.960,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans alma bedeli 1 milyar kWh < D ≤ 5 milyar kWh 2.477.840,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans alma bedeli 5 milyar kWh < D ≤ 10 milyar kWh 4.957.130,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans alma bedeli | D>10 milyar kWh 7.545.650,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli | D ≤ 100 milyon kWh -Lisans alma bedelinin % 50’si 123.910,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 100 milyon kWh < D ≤ 250 milyon kWh -Lisans alma bedelinin % 50’si 247.795,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 250 milyon kWh < D ≤ 500 milyon kWh -Lisans alma bedelinin % 50’si 371.455,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 500 milyon kWh < D ≤ 1 milyar kWh -Lisans alma bedelinin % 50’si 619.480,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 1 milyar kWh < D ≤ 5 milyar kWh -Lisans alma bedelinin % 50’si 1.238.920,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli 5 milyar kWh < D ≤ 10 milyar kWh -Lisans alma bedelinin % 50’si 2.478.565,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli | D>10 milyar kWh -Lisans alma bedelinin % 50’si 3.772.825,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Tadil Bedeli | Asgari*** | 51.030,00
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Lisans Suret Çıkarma Bedeli 10.610,00
Tedarik Lisansı | Lisans alma bedeli | Görevli tedarik şirketleri için 4.955.680,00
Tedarik Lisansı | Lisans alma bedeli | Diğer tedarik lisansı verilecek tüzel kişiler 2.729.970,00
Tedarik Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli | Görevli tedarik şirketleri için -Lisans alma bedelinin % 50’si 2.477.840,00
Tedarik Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli | Diğer tedarik lisansı verilecek tüzel kişiler -Lisans alma bedelinin % 50’si 1.364.985,00
Tedarik Lisansı | Lisans Tadil Bedeli 51.030,00
Tedarik Lisansı | Lisans Suret Çıkarma Bedeli 10.610,00
Piyasa İşletim Lisansı | Lisans alma bedeli 4.955.680,00
Piyasa İşletim Lisansı | Lisans Tadil Bedeli 51.030,00
Piyasa İşletim Lisansı | Lisans Suret Çıkarma Bedeli 10.610,00
Piyasa İşletim Lisansı | Lisans Yenileme Bedeli | Lisans alma bedelinin % 50’si 2.477.840,00
*Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedelinin % 10’u tahsil edilir. | *Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedelinin % 10’u tahsil edilir. | *Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedelinin % 10’u tahsil edilir. | *Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedelinin % 10’u tahsil edilir.
**Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir.Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz. | **Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir.Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz. | **Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir.Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz. | **Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir.Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan Önlisans/Üretim Lisansı/OSB Üretim Önlisans/OSB Üretim Lisansı tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz.
***Dağıtım bölgelerinin birleşmesi sonucunda dağıtımı yapılan enerji miktarının tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen yürürlükteki lisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen lisans alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz. | ***Dağıtım bölgelerinin birleşmesi sonucunda dağıtımı yapılan enerji miktarının tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen yürürlükteki lisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen lisans alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz. | ***Dağıtım bölgelerinin birleşmesi sonucunda dağıtımı yapılan enerji miktarının tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen yürürlükteki lisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen lisans alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz. | ***Dağıtım bölgelerinin birleşmesi sonucunda dağıtımı yapılan enerji miktarının tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen yürürlükteki lisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen lisans alma bedeli arasındaki fark kadar tadil bedeli tahsil edilir. Ancak bu bedel, tabloda yer alan lisans tadil bedelinden az olamaz.
Lisans Türü | Bedel Kıstası | Bedel (Kr.)
Üretim Lisansı/OSB Üretim Lisansı | Brüt üretim (iç tüketim dahil) üzerinden kWh başına Kr. | 0,015
İletim Lisansı | İletimi yapılan kWh başına Kr. | 0,015
Dağıtım Lisansı/OSB Dağıtım Lisansı | Dağıtılan (kayıp ve kaçak enerji dahil dağıtım sistemine bağlı kullanıcılara dağıtılan) kWh başına Kr. | 0,015
Tedarik Lisansı | Toptan (ikili anlaşma, GÖP ve GİP satışları dahil) ve perakende satışı yapılan kWh başına Kr. | 0,015
Piyasa İşletim Lisansı | Kr. | 0 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5084015695032.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 9953 Karar Tarihi: 30/12/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30/12/2020 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 17 nci maddesi kapsamında, 1/1/2021 tarihinden geçerli olmak üzere, Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ) tarafından uygulanacak aktif elektrik enerji toptan satış tarifesi hakkında;
1) Dağıtım şirketlerine teknik ve teknik olmayan kayıp enerji satışları ile görevli tedarik şirketlerine yapılan satışlarda 20,5000 kr/kWh uygulanmasına,
2) Dağıtım şirketlerine genel aydınlatma kapsamında yapılan satışlarda 33,0000 kr/kWh uygulanmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_509aab9651305.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI VE DOĞAL GAZ PİYASASINDA FAALİYET GÖSTEREN LİSANS VE SERTİFİKA SAHİBİ TÜZEL KİŞİLERCE ÖDENMESİ GEREKEN YILLIK LİSANS BEDELİ İLE KATILMA PAYININ BİLDİRİM VE TAHSİL USULÜNE İLİŞKİN TEBLİĞİN, YÜRÜRLÜKTEN KALDIRILMASINA DAİR TEBLİĞ
MADDE 1 – 17/11/2003 tarihli ve 25292 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan “Elektrik Piyasası ve Doğal Gaz Piyasasında Faaliyet Gösteren Lisans ve Sertifika Sahibi Tüzel Kişilerce Ödenmesi Gereken Yıllık Lisans Bedeli İle Katılma Payının Bildirim ve Tahsil Usulüne İlişkin Tebliğ” yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 2 - Bu Tebliğ yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 - Bu Tebliğ hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_509f8d2514923.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.
(Önlisans veya lisansa derç edilen bildirim adresi sonrasında birden çok adres değişikliğinin gerçekleştirilmesi halinde her bir değişikliği gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneğinin sunulması gerekmektedir.)
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.
(Önlisans veya lisansa derç edilen bildirim adresi sonrasında birden çok adres değişikliğinin gerçekleştirilmesi halinde her bir değişiklik için ayrı ayrı önlisans / lisans tadil bedeli yatırılması gerekmektedir.)
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/Toplayıcı lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin unvanında veya faaliyet konusunda elektrik iletim veya 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
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Yapılması planlanan devir hakkında, tüzel kişilerin yönetim kurullarından alınmış karar örnekleri
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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 veya faaliyet konusunda elektrik iletim veya 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 Sistemine 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.
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 Sistemine pdf formatında yüklenir.
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. Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
6) ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİ KURULU GÜÇ/ÜNİTE TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Talep edilen kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine uygun olarak hazırlanmış ilgili üretim tesisi bilgi formu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
c) Hidrolik enerji kaynağına dayalı üretim tesisleri için söz konusu kurulu güç/ünite bilgileri değişikliğine onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine yüklenir.
.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
e) Santral sahası, şalt merkezi, ünite yerleşimlerinin gösterileceği UTM 6 derece - ED 50 Datum formatında koordinatlar.
Koordinatlar EPDK Başvuru Sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek girilerek oluşturulur.
f) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
7) BAĞLANTI NOKTASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak 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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
c) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
8) YILLIK ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM MİKTARI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak 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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
ç) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
c) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için ünite koordinat tadili başvurularında Teknik Etkileşim İzni belgesi
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine yüklenir.
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.
Koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
10) TESİS YERİ TADİLİ (İL / İLÇE / MEVKİİ)
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
c) Hidrolik enerjiye dayalı üretim tesisleri için talep edilen değişikliğe onay verildiğini gösterir DSİ Genel Müdürlüğü’nün yazısı
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
12) YAKIT TÜRÜ TADİLİ
(Termik enerjiye dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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,
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
13) ATIK TÜRÜ TADİLİ
(Biyokütle enerjisine dayalı üretim tesisleri için)
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
14) SANTRAL SAHASI KOORDİNAT TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Talep edilen koordinat değişikliğinin gerekçesini tevsik eden bilgi ve belgeler
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
c) Talep edilen koordinat değişikliğinin üçüncü kişilerin haklarını ihlal etmeyeceğine ilişkin beyan
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
d) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
f) İmar durum beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.4), EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
g) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için arazi vasfını gösterir belge
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
h) Duyarlı Yöreler Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.3), EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
ı) Yasaklı Alanlar Beyanı
Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nde yer verilen beyan (Ek-3.5), EPDK Başvuru Sistemine 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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine yüklenir.
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.
Koordinatlar EPDK başvuru sisteminde yer alan şablon kullanılarak veya tek tek eklenerek oluşturulur.
k) Üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
15) ÖNLİSANS SÜRESİ TADİLİ
Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
Başvuru dilekçesinde mücbir sebebe bağlı olarak kaybedilen ve bu çerçevede talep edilen ilave sürenin “ay” olarak belirtilmesi zorunludur.
b) Tamamlanan önlisans yükümlülüklerine ilişkin belgeler ile tamamlanamayan önlisans yükümlülüklerinin süresi içerisinde tamamlanamamasına ilişkin gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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
Başvuru dilekçesisistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Üretim lisansına konu tesisin süresi içerisinde tamamlanamamasına yönelik gerekçeler ve bunları tevsik eden bilgi ve belgeler
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak tablo EPDK Başvuru Sistemine excel formatında yüklenir.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
16b) (Değişik:RG-28/10/2023-32353) Lisansa konu üretim tesisinin Yönetmeliğin Geçici 15 inci maddesi kapsamında yerine getirmesi gereken yükümlülükleri var ise;
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak 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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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 lisans 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.)
Yerli madenler ve ithal kömüre dayalı termik santral projelerinin kül depolama sahası içinde yer alan özel mülkiyete konu taşınmazlara ilişkin kamulaştırma kararının alınması,
sunulur.
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
e) Projeye ilişkin Çevresel Etki Değerlendirmesi kararı veya bahse konu kararın alınamamasının gerekçeleri ile tevsik edici bilgi ve/veya belgeler sunulur.
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.
c) Kaynak Belgesi
Talep edilen sürenin tesiste kullanılan enerji kaynağının temin süresi ile uyumlu olması gerekmektedir. (Örneğin talep edilen süre jeotermal enerjiye dayalı tesisler için işletme ruhsatının süresi, belediye atıkları kullanan biyokütleye dayalı tesisler için ilgili idare ile yapılmış sözleşmenin süresi ile uyumlu olmalıdır.)
18) TEDARİK LİSANSI İTHALAT/İHRACAT FAALİYETİ ONAY/TADİL TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi 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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine 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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
ç) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
19) MEVCUT ÖNLİSANS VEYA ÜRETİM LİSANSININ, İLGİLİ ÜRETİM TESİSİNİN BİRDEN ÇOK KAYNAKLI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİNE DÖNÜŞTÜRÜLMESİ TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesisistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Yardımcı kaynağa ilişkin:
1) Bilgi Formu [Ek-3.2 (a, b, c, ç, d, e, f, g, h)]
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.
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.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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)
Başvuru kapsamında sunulacak beyan EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
ç) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemine “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 yüklenecektir.
d) Tadil başvurusunda ek saha talep edilmesi halinde üretim tesisi sahasının eski yerini ve yeni yerini gösteren karşılaştırma haritası
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
e) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
20) ÜRETİM LİSANSINA DERÇ EDİLMİŞ ŞERHİN KALDIRILMASI TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Üretim lisansına derç edilmiş olan şerhe konu hususun tamamlandığını gösterir bilgi ve belgeler
Başvuru kapsamında sunulacak belgeler EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
c) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
21) ÜRETİM TESİSİNE BÜTÜNLEŞİK ELEKTRİK DEPOLAMA ÜNİTESİ EKLENMESİ VEYA TEDARİK VE TOPLAYICI LİSANSININ MÜSTAKİL ELEKTRİK DEPOLAMA TESİSİ KURULMASI KAPSAMINDA TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi veya müstakil elektrik depolama tesisine ilişkin:
1) Bilgi Formu [Ek-3.2 ı, Ek-4.5]
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.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
4) kml veya kmz uzantılı dosya
EPDK Başvuru Sistemine “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 yüklenecektir.
c) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
ç) Tüzel kişinin güncel sermaye tutarını gösteren belgeler
Tedarik lisansı veya toplayıcı lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin lisanslarına müstakil elektrik depolama tesisi eklemek istemeleri halinde, asgari sermaye hesaplamasında Kurul tarafından tedarik veya toplayıcı lisansları için belirlenen asgari sermaye tutarına, müstakil elektrik depolama tesisinin kapasitesine karşılık gelen tutarın eklenmesi ile birlikte belirlenen tutarın asgari sermaye olarak sunulması gerekmektedir.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
d) Teminat Belgesi
Tedarik lisansı veya toplayıcı lisansı başvurusunda bulunan tüzel kişilerin lisanslarına müstakil elektrik depolama tesisi eklemek istemeleri halinde, müstakil elektrik depolama tesisinin kapasitesine karşılık gelen tutarda Ek-4.3.c’de yer alan 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.
22) ORTAKLIK YAPISI DEĞİŞİKLİĞİ BİLDİRİMİ
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.
d) Tüzel kişi yönetici değişikliğini gösteren belgeler
Tüzel kişinin yönetim kurulu üyeleri/müdürlerine ilişkin değişikliği gösteren Ticaret Sicil Gazetesi sunulur.
EPDK Başvuru Sistemine tanımlanan tüzel kişi yöneticilerinde değişiklik olması durumunda bildirilmesi gerekmektedir.
e) Yönetmeliğin 57 nci maddesinin (ı) bendi kapsamındaki pay devirlerinde ilgili Kurul Kararı çerçevesinde sermaye artırımının gerçekleştirildiğine ilişkin tüzel kişinin güncel sermaye tutarını gösteren bilgi ve belgeler başvuru ekinde sunulur.
f) Yönetmeliğin 57 nci maddesinin (ı) bendi kapsamındaki pay devirlerinde sermaye artırımı çerçevesindeki belirlenen tutarların yurt dışı kaynak kullanılması suretiyle sağlandığını gösteren bilgi ve belgeler 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.
d) Yönetmeliğin 57 nci maddesinin (ı) bendi kapsamındaki pay devirlerinde tüzel kişinin yurtdışında kurulduğuna ilişkin tevsik edici bilgi ve belgeler başvuru ekinde sunulur.
24) RÜZGAR VEYA GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSİNİN DEPOLAMALI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİNE DÖNÜŞTÜRÜLMESİ TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesisistem 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)]
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.
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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine 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.)
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
d) kml veya kmz uzantılı dosya:
EPDK Başvuru Sistemine “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 yüklenecektir.
e) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
25) MÜSTAKİL ELEKTRİK DEPOLAMA TESİSİ/DEPOLAMALI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSİ/ÜRETİM TESİSİNE BÜTÜNLEŞİK ELEKTRİK DEPOLAMA ÜNİTESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) Bilgi Formu
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.
c) Tadil bedeli dekontu
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
ç) kml veya kmz uzantılı dosya
EPDK Başvuru Sistemine “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 yüklenecektir.
26) TEDARİK LİSANSININ TOPLAYICILIK FAALİYETİ KAPSAMINDA TADİLİ:
a) Başvuru dilekçesi
Başvuru dilekçesi sistem tarafından otomatik olarak oluşturulur, başvuru sahibi tarafından elektronik imza ya da mobil imza ile imzalanarak tamamlanır.
b) 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.)
Başvuru sahibi tüzel kişinin ortaklık yapısını ortaya koyan şema EPDK Başvuru Sistemine 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
Tüzel kişinin güncel sermaye tutarını gösteren belgeler
Şirket sermayesinin toplayıcılık faaliyeti kapsamında Kurul tarafından belirlenen asgari tutarda olması gerekmektedir. Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine pdf formatında yüklenir.
ç) Tadil bedeli dekontu
Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 43 üncü maddesi yirminci fıkrasında yer alan hüküm gereği içerisinde bulunulan yıl itibarıyla geçerli olan toplayıcı lisansı alma bedeli kadar tutarın Kurum hesabına yatırıldığını gösterir belgenin sunulması gerekmektedir.
Başvuru kapsamında sunulacak belge EPDK Başvuru Sistemine 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. 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. Bu kapsamdaki tadillerde değişikliğin idari yönetimin tasarrufu olduğunu gösterir belgenin sunulması gerekmektedir.
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 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_50b49ce255217.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) Bekleme yedeği hizmeti: Devre harici olan ve üretim kapasitesini dengeleme güç piyasası vasıtasıyla sunamayan ve TEİAŞ tarafından belirlenen devreye girme süresi içinde devreye girmek üzere emre amade durumda bekleyen üretim tesislerinin sistem işletmecisi tarafından devreye alınmasını,
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.
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.
(18) 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.
(19) 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.
(20) 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.
(21) 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.
(22) Havai hatlar için güzergah temin edilemeyen yoğun yerleşim bölgelerinde 400 kV en az 2000 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli yeraltı kablosu tesis edilir.
(23) 400 kV ve 154 kV denizaltı kablo bağlantıları, en az 1600 mm2 kesitli XLPE bakır iletkenli olarak tesis edilir.
(24) 400 kV iletim sisteminde enerji akışlarının planlanmasında kullanılan iletken termik kapasiteleri ve sınırları Ek-3’te düzenlenmiştir.
(25) 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.
(26) 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.
(27) 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.
(28) 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.
(29) 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.
(30) İletim hatlarının faz iletkenleri için uygun izolasyon seviyelerini sağlamak amacıyla zincir tipi porselen, cam veya kompozit silikon izolatörler kullanılır.
(31) 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 bağlı 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, 40. 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 40. 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 40. harmoniğe kadar olan harmonik gerilimlerin her biri için Ek-7’de verilen Tablo 6’daki üst sınırlar geçilmeksizin %4’lük 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 planlama sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Kullanıcılar tarafından gerilim harmonik değerlerini sürekli ve kesintisiz olarak kaydedebilecek IEC 61000-4-30 A sınıfı ölçüm standardına uyumlu cihazlar tesis edilir. Söz konusu cihazlar, kullanıcı mülkiyet sahasında ise kullanıcı tarafından, TEİAŞ mülkiyet sahasında ise TEİAŞ tarafından işletilir. Bu cihazların sağladığı verilerin formatı ve TEİAŞ sistemine aktarımı ile ilgili hükümlere kullanıcı ile yapılacak bağlantı anlaşmasında yer verilir.
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 planlama sınır değerlerini geçmesine sebebiyet vermeyecek şekilde faaliyet gösterir. Kullanıcı tarafından fliker değerlerini sürekli ve kesintisiz olarak kaydedebilecek IEC 61000-4-30 A sınıfı ölçüm standardına uyumlu cihazlar tesis edilir ve işletilir. Bu cihazların sağladığı verilerin formatı ve TEİAŞ sistemine aktarımı ile ilgili hükümlere kullanıcı ile yapılacak bağlantı anlaşmasında yer verilir.
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 planlama limit 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 harmonik 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. Kullanıcılar tarafından akım harmonik değerlerinin 10’ar dakikalık ortalamalarını sürekli ve kesintisiz olarak kaydedebilecek IEC 61000-4-30 A sınıfı ölçüm standardına uyumlu cihazlar tesis edilir ve işletilir. Bu cihazların sağladığı verilerin formatı ve TEİAŞ sistemine aktarımı ile ilgili hükümlere kullanıcı ile yapılacak bağlantı anlaşmasında yer verilir.
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.
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. Rüzgar enerjisine dayalı 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 termik ve hidroelektrik üretim tesisleri bu şartların dışındadır. Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için Ek-18’de yer alan şebeke bağlantı kriterleri geçerlidir.
(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. Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için reaktif güç kontrolü ile ilgili Ek-18’de yer alan şebeke bağlantı kriterleri geçerlidir.
(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, TEİAŞ ve kullanıcıların tesis ve/veya teçhizatının aşağıdaki tabloda belirtilen minimum süre kadar iletim şebekesine bağlı kalarak çalışacak şekilde tasarlanması zorunludur.
(9) Ünite, 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.
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.
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.
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) 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) Primer frekans kontrol, sekonder frekans kontrol, bekleme yedeği, anlık talep kontrol, reaktif güç kontrol, oturan sistemin toparlanması veya bölgesel kapasite kiralama hizmeti sunacak tesisler için adına kayıtlı bulundukları tüzel kişi 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, yan hizmet sertifikalarını ve/veya Sekonder Frekans Kontrol Performans Test Raporunu, ilgili 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) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminlerinin TEİAŞ’a 31 Mart tarihine kadar gönderilmemesi 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) Bekleme yedeği; devre harici bir üretim tesisinin ihtiyaç duyulması halinde MYTM’nin talimatı doğrultusunda devreye girmesi ile sağlanan işletme yedeğidir. Bekleme yedeği, üretim tesislerinin emre amadeliğindeki belirsizlikler veya hava koşullarında oluşan beklenmedik değişiklikler gibi önceden kestirilemeyen nedenlerle tüketimin hesaplanan talep tahminlerinin üzerinde gerçekleşmesi durumunda tersiyer kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesi veya tersiyer kontrol yedeğinin yetersiz kalması durumunda tersiyer kontrol yedeğinin oluşturulması amacıyla kullanılır. Bu yedekler, senkronize olmayan ancak Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği çerçevesinde yayınlanan ihale ilanında belirlenmiş süre içinde senkronize olmak için emre amade durumda bulunan üniteler tarafından sağlanır.
(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-22’de 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, tersiyer frekans kontrolü ve bekleme yedekleri 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) Bekleme yedeği hizmeti,
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, 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.
Bekleme yedeği hizmeti
MADDE 107- (1) Bekleme yedeği hizmeti; üretim kapasitesini ikili anlaşmalar, gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasası vasıtasıyla satamamış ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca önceden seçilmiş üretim tesisleri tarafından sağlanır.
(2) Bekleme yedeği hizmeti sağlayan üretim tesislerinin sistem işletmecisi tarafından devreye alınması ile hızlı aktive edilebilen tersiyer kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesi veya tersiyer kontrol yedeğinin yetersiz kalması durumunda tersiyer kontrol yedeğinin oluşturulması ve enerji açığının dengelenmesi esastır.
(3) Bekleme yedeği tedarik edilmesine ilişkin ihale ilanında TEİAŞ tarafından belirtilen devreye girme süresi 15 dakikadan, üretim tesisinin minimum teklif miktarı 10 MW’dan az olamaz. İlgili ihale ilanında ayrıca belirtilen yüklenme hızı TEİAŞ tarafından işletme koşullarına uygun olarak belirlenir.
(4) Bekleme yedeği sağlayacak ünitelere ilişkin devreye girme süresi ve yüklenme hızı, TEİAŞ tarafından belirlenen bekleme yedeğine ilişkin performans testleri sonucunda belirlenir.
(5) Bekleme yedeği hizmeti sağlayacak üretim tesislerinin değerlendirilmesinde kullanılacak, sistemin aylar bazında ihtiyaç duyacağı bekleme yedeği miktarı, bekleme yedeği sağlayacak üretim tesislerinin her bir devreye girişlerinde sağlaması beklenen ortalama üretim miktarı ve bekleme yedeği sağlamak üzere beklenen devreye girme sayısı en geç bir önceki yıl sonuna kadar, ünitelerin emreamade olma durumları, talep tahmini ve gerçekleşen talepler ile mevcut durum dikkate alınarak, TEİAŞ tarafından yıllık olarak tahmin edilir. Yapılan bu tahminler gerekli olması durumunda yıl içinde TEİAŞ tarafından güncellenir.
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 enerjisine dayalı 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/ 2015 tarihine kadar elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri tarafından işletmeye alınması zorunludur.
Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinin şebeke bağlantı kriterleri
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisleri için tesisin 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 22/1/2003 tarihinden önce yapılmış üretim tesisleri veya sözleşme yürürlük tarihi 22/1/2003 tarihinden önce olan üretim tesisleri için, reaktif güç kontrolüne katılmakla zorunlu oldukları reaktif güç değerleri, proje onayı veya üretim tesisi yapım sözleşmesi yürürlük tarihinde geçerli mevzuat çerçevesinde belirlenir ve bu değerler reaktif güç kontrolüne ilişkin yan hizmet anlaşmalarında yer alır.
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-
GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Güç kalitesi izleme sistemi tesis edilmeksizin işletmeye alınmış iletim sistemi kullanıcıları, 31/12/2016 tarihine kadar bu Yönetmeliğin 9, 11 ve 13 üncü maddelerinde belirtilen IEC 61000-4-30 A sınıfı ölçüm standardına uyumlu ölçüm ve kayıt cihazlarını tesis etmekle yükümlüdür. Bu yükümlülüğünü yerine getirmeyen kullanıcılara, bu Yönetmeliğin 9, 10, 11, 12 ve 13 üncü maddelerinde belirtilen sınır değerlerin aşılmasına ilişkin bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarının ilgili hükümleri doğrultusunda işlem tesis edilir.
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 PLANLAMA 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 etkinleştirilmelidir” gerekliliğine göre, aşağıdaki tabloda belirtilen ve %4 ile %8 arasında değişebilecek hız eğimi değerleri ile tutarlı olacak şekilde ayarlanmalıdır.
Azami Primer Rezerv Kapasitesinin ünite nominal aktif gücünün %5’inden az olması durumunda, testler ve test sonrası normal işletme için ilgili parametreler en yüksek %8 hız düşümü ile koşut olacak şekilde ayarlanır. İlgili ünitede; -200 mHz basamak frekans değişimi testinde, belirlenmiş Azami Primer Rezerv Kapasitesine denk güç değişimi limitlemesi uygulanır. +200 mHz basamak değişimi testinde herhangi bir primer tepki limitlemesi kullanılmamalıdır. Azami Primer Rezerv Kapasitesi ünite nominal aktif gücünün %2’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 ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSLERİNİN ŞEBEKE BAĞLANTI KRİTERLERİ
E.18.1 KAPSAM
Bu kriterler, iletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri ile kurulu gücü 10 MW ve üzerinde olan dağıtım sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerine uygulanır. Bu ekte yer almayan konular için bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri geçerlidir.
E.18.2 RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI 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 rüzgar türbinleri 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, rüzgar türbini 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, rüzgar türbini 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, rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri E.18.6 Reaktif Güç Desteği maddesinde belirtilen esaslara uymalıdır.
Şebeke bağlantı noktasında ifade edilen arıza durumlarında oluşacak ±%10’dan büyük gerilim dalgalanmalarında her bir rüzgar türbin jeneratörü 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 60ms içerisinde ulaşmalı ve 1,5 saniye boyunca sürdürülebilmelidir.
E.18.3 AKTİF GÜÇ KONTROLÜ
İletim sistemine bağlı rüzgar enerjisine dayalı üretim tesislerinde Yönetmeliğin 63 üncü maddesinde tanımlanan acil durumlarda aktif güç kontrolü yapılabilir. Rüzgar enerjisine dayalı 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 rüzgar enerjisine dayalı 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 rüzgar enerjisine dayalı 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 rüzgar santrallarında üretim azaltılması yapılabilmesi amacıyla TEİAŞ Yük Tevzi Merkezince belirli süreler için gönderilecek set-point değerlerine uygun olarak üretim miktarlarının azaltılmasının sağlanabilmesi için rüzgar santrallarında gerekli sistem TEİAŞ SCADA sistemine tam uyumlu olarak kullanıcılar tarafından gerçekleştirilir.
E.18.4 FREKANS TEPKİSİ
Rüzgar türbinleri aşağıda yer alan şekil E.18.2’deki çalışma frekans aralıkları esas olmak üzere bu Yönetmeliğin 20 nci maddesinde belirtilen frekans aralıkları ve çalışma sürelerini sağlamalıdır.
Bu çalışma şartlarına ilave olarak, ilgili üretim tesisinde şebeke frekansının 50,2 Hz’in üzerinde olduğu durumlarda ilave rüzgar türbini devreye girmemelidir.
Rüzgar türbini frekans tepkisi Şekil E.18.2’de verilen güç-frekans eğrisi sınırları içinde kalacak şekilde olmak zorundadır.
Şekil E.18.2 – Rüzgar Türbini Güç-Frekans Eğrisi
Rüzgar türbini, 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 rüzgar santralları, 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 tesisi, iletim veya dağıtım sistemi bağlantı noktasında, Şekil E.18.3’de 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
Belirlenen ve yan hizmet anlaşmaları ile kayıt altına alınan bu zorunlu reaktif güç değerlerine Şekil E.18.4’de belirtildiği gibi gerilime bağlı olarak gerektiğinde ulaşılabilmelidir.
Şekil E.18.4 Zorunlu Reaktif Güç Değerlerinin Bağlantı Noktası Gerilimine Bağlı Değişimi
E.18.6 REAKTİF GÜÇ DESTEĞİ SAĞLANMASI
Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, bağlantı noktası geriliminin 0,9 pu ve 1,1pu değerleri arasında tanımlanan normal işletme koşullarında, bağlantı noktası geriliminin denge durumu değişimlerine, Şekil E.18.5’de belirlenmiş karakteristikler doğrultusunda sürekli olarak cevap vermelidir.
Şekil E.18.5 – Rüzgara Dayalı Üretim Tesisleri Tarafından Sisteme Verilecek Reaktif Güç Desteği Eğrisi
Gerilim set değeri TEİAŞ tarafından şebeke bağlantı noktası gerilimi için verilecektir. Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri şebeke bağlantı noktası gerilimindeki değişikliklere Şekil E.18.5’de görüldüğü gibi oransal tepki vermelidir.
Şekil E.18.5’deki 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, şebeke bağlantı noktası geriliminde, normal işletme koşullarında gerçekleşebilecek ani bir basamak değişimine, en geç 200ms’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.
E.18.7 RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSİ ŞEBEKE BAĞLANTI TRANSFORMATÖRÜ
İletim sistemine doğrudan bağlı rüzgar 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 RÜZGAR ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSLERİNCE TEİAŞ’A SAĞLANACAK BİLGİLER
Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisi için TEİAŞ’a yapılan bağlantı anlaşması aşamasında aşağıdaki bilgiler TEİAŞ’a 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. ISO/IEC 17025 akreditasyonuna sahip bir kuruluş tarafından, IEC 61400-12 standardı normlarına göre yapılmış ölçümlere dayalı olarak, IEC 61400-21 standardına uygun olarak hazırlanmış güç kalitesi etki değerlendirme raporu.
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.
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri uyarınca, ilgili yan hizmete katılımı zorunlu olan yeni bir üretim tesisinin ticari işletmeye geçebilmesi için, tesisler adına kayıtlı tüzel kişi, Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin dördüncü fıkrası gereği, TEİAŞ ile ilgili yan hizmet anlaşmasının imzalanması ya da söz konusu üretim tesisinin üretim faaliyeti gösteren ilgili tüzel kişi tarafından daha önce imzalanmış olan ilgili yan hizmetler anlaşması kapsamına dahil edilmesine 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 sunmalıdır.
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 sayfasındayayımlanır.
EK 19
ÇALIŞMA İZNİ İSTEK FORMU
EK 20
ÇALIŞMA İZNİ İSTEK İPTAL FORMU
EK 21
MANEVRA FORMU
EK 22
TEÇHİZAT NUMARALANDIRILMA VE İSİMLENDİRİLMESİ
Teçhizat numaralandırma ve isimlendirmesi için standart manevra şeması
Açıklamalar:
Hat fideri hat ayırıcısı,
Hat fideri kesici,
Hat fideri bara ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 1 ayırıcısı,
Transformatör, ünite, transfer fiderinin ana bara tarafındaki ayırıcısı, çift ana baralı sistemde bara 2 ayırıcısı,
Transformatör, ünite, transfer ve bağlantı fider kesicisi,
Transfer fiderinin transfer bara tarafındaki ayırıcısı, transformatör fiderinin transformatör tarafındaki ayırıcısı, ünite fiderinin transformatör tarafındaki ayırıcısı,
By-pass veya transfer ayırıcısı,
10. Fider toprak ayırıcısı.
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.
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+0,5 (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: %2 THBV: %2 THBV: %2 THBV: %2 THBV: %2 THBV: %2
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
TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ
.........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | .........İLETİM TESİS VE İŞLETME GRUP MÜDÜRLÜĞÜ | Ek-1 Ek-1 Ek-1 Ek-1
........... 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
YTİM.1 YTİM.1 YTİM.1 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 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
Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | 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
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
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
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
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
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
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
4 İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs | İzni İsteyen Yetkili Şahıs
5 Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu
5 Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu | Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu
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
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
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 | 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 | 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
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
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
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
12 TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli
12 TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli | TM İşletme Teknisyenin BYTİM İle Haberleşme Şekli
NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT:
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
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
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
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
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
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
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
NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT: | NOT:
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İsim | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza | İmza
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman
Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman | Çalışma İzni İstemeye Yetkili Eleman
Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek. | Açıklama : İstenilen manevra özelliklerinden amaç, açma-kapama rutin manevralarının dışındaki istekler bu bölümde belirtilecek.
TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | Ek-2 Ek-2 Ek-2
.................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 | Form YTİM-2 Form YTİM-2 Form YTİM-2 Form YTİM-2
ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ 1
ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ | ÇALIŞMA İZNİ
Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih: | Tarih:
No : | No : | No : | No :
Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :.................... | Çalışma İzni İsteği No :....................
1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................ | 1-BYTİM'de Formu Dolduran Personel : ........................................................................................
2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:................................................................................................................. | 2-Yapılacak Çalışma:.................................................................................................................
................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | .................................................................................................................................................
3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : ............................................................. | 3-Çalışmayı Yapacak Ekip Şefi veya Koordinasyon Sorumlusu : .............................................................
4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler : | 4-Haber Verilen Birimler :
................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | ................................................................................................................................................. | .................................................................................................................................................
................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................ | ................................................................................................................................................
5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler: | 5- Çalışma Yapacak Birimler:
İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:.............................................................................................................................. | İŞLETME:..............................................................................................................................
........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ...........................................................................................................................................
RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :................................................................................................................................. | RÖLE :.................................................................................................................................
.......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | ..........................................................................................................................................
ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :..................................................................................................................... | ELEKTRONİK :.....................................................................................................................
.......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | ..........................................................................................................................................
TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :................................................................................................................................. | TEST :.................................................................................................................................
.......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | ..........................................................................................................................................
SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :........................................................................................................................... | SANTRAL :...........................................................................................................................
.......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | ..........................................................................................................................................
6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :................................................................................................. | 6-Enerjisi Kesilecek Kullanıcılar :.................................................................................................
.......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | ..........................................................................................................................................
7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :............................................................................................................. | 7-Kullanıcı İle Anlaşan :.............................................................................................................
.......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | .......................................................................................................................................... | ..........................................................................................................................................
8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :.......................................................................................... | 8- Çalışma İzninin Verilememe Nedeni :..........................................................................................
........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ........................................................................................................................................... | ...........................................................................................................................................
NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir. | NOT: Çalışma izninin verilmemesi durumunda da bu Form YTİM-2 ilgili birimlere gönderilecektir.
BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi
İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza
ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ 2
ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ | ÇALIŞMA İZNİNİN İPTALİ
1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :................................................................................................. | 1- İptal İsteyen Yetkili :.................................................................................................
2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :................................................................................................................... | 2- İptalin Nedeni :...................................................................................................................
..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | .....................................................................................................................................
3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :...................................................................................................................... | 3- Kabul Eden :......................................................................................................................
4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :....................................................................................................... | 4- Haber Verilen Birimler :.......................................................................................................
..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | ..................................................................................................................................... | .....................................................................................................................................
5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................ | 5- Haber Verilen Kullanıcılar ve Haberi Veren :................................................................................
BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Mühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi | BYTİM Başmühendisi
İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza | İsim İmza
Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir. | Açıklama: Zorunlu hallerde tek imza yeterlidir.
TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | TEİAŞ | 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 | .... 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 | Ek-3
MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | MANEVRA FORMU | Form YTİM-3 Form YTİM-3 Form YTİM-3 Form YTİM-3 Form YTİM-3 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 | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Başlangıç Manevrasını Yaptıran | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................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 | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | BYTİM’de Bitiş Manevrasını Yaptıran | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................Tarih: ...../...../20.... | :...........................................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 1- Manevra No 1- Manevra No | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................
2- Çalışma izin No 2- Çalışma izin No 2- Çalışma izin No 2- Çalışma izin No 2- Çalışma izin No 2- Çalışma izin No 2- Çalışma izin No | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................
3- İzni İsteyen 3- İzni İsteyen 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 4- Nedeni 4- Nedeni | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................
4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni 4- Nedeni
5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :......................................................................... | :.........................................................................
5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni 5- TM İşletme Teknisyeni | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | ......................................................................... | .........................................................................
6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat 6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat 6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat 6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat 6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat 6- Servisten Çıkarılacak Teçhizat 6- Servisten Çıkarılacak 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 7- Servis Dışı Kalma Süresi 7- Servis Dışı Kalma Süresi | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................
8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar 8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar 8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar 8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar 8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar 8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar 8- Merkezdeki Diğer Çalışmalar | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................ | :................................................................
................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................
................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................
................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................ | ................................................................................................................
.....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ | .....................TRANSFORMATÖR MERKEZİ
AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | AÇMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI | KAPAMA MANEVRASI
SIRA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
SIRA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
SIRA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | SAAT | DK | SIRA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | AÇIKLAMA | SAAT | DK
Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan : | Manevrayı yapan :
Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Manevra Formunu Hazırlayan : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden : | Kontrol Eden :
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_50e014a823277.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK ŞEBEKE YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“uuuuuuu) Kapasite veri takip belgesi: Kanunun 7 nci maddesinin onuncu ve on birinci fıkraları kapsamında kurulan depolamalı elektrik üretim tesisleri bünyesindeki elektrik depolama ünite ve/veya ünitelerine ait kapasite verilerinin, ilgili şebeke işletmecisinin SCADA sistemine doğru ve kesintisiz bir şekilde aktarılabildiğinin ilgili sistem işletmecisi tarafından tespit edilmesi halinde düzenlenen ve depolamalı üretim tesisinin kabulü aşamasında sunulması zorunlu olan belgeyi,”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 14 üncü maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(3) İkinci fıkradaki esaslar çerçevesinde ölçülen toplam aylık aktif enerji tüketimi, her bir baradaki her bir kullanıcı için ayrı ayrı değerlendirilir ve tüketim değerinin 500 MWh’den az olması halinde o ay ilgili kullanıcı için birinci fıkrada yer alan oranlar için hesaplama yapılmaz. Bir transformatör merkezinde bir kullanıcının farklı baralarda ölçüm noktalarının yer alması ve bu baraların birleştirilmesi durumunda, birleştirilen bara sayısı ile 500 MWh değeri çarpılarak çarpım sonucunda elde edilen aktif tüketim değerinin altında bir tüketim olması durumunda birinci fıkrada yer alan oranlar için hesaplama yapılmaz.”
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(12) Kapasite veri takip belgesi sunmakla yükümlü olan depolamalı elektrik üretim tesislerinin bünyesinde yer alan elektrik depolama ünitesi veya ünitelerinin; toplam enerji depolama kapasitesi ve kullanılabilir enerji miktarı MWh cinsinden, ilgili ünitelerin aktif veriş ve çekiş gücü emreamadeliği ile aktif güç veriş/çekiş durumu MW cinsinden ve depolama ünitelerinin şarj/deşarj durumu ile kesici konumları anlık olarak ilgili şebeke işletmecesine ait SCADA sistemine aktarılır.
Depolamalı elektrik üretim tesislerinin kapasite veri takip belgesi almak için ilgili şebeke işletmecilerine yaptığı başvuru en geç 7 iş günü içerisinde sonuçlandırılır.”
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğin 64 üncü maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“d) İletim sisteminden bağlı lisanssız elektrik üretim tesisi sahipleri,”
MADDE 5- Aynı Yönetmeliğin 65 inci maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“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, dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine sahip piyasa katılımcıları ile iletim sisteminden bağlı lisanssız elektrik üretim tesisi sahiplerine, ilgili üretim tesisleri için ve müstakil elektrik depolama tesislerine 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.”
MADDE 6- Aynı Yönetmeliğin 105 inci maddesinin beşinci fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 7- Aynı Yönetmeliğin 109 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve üçüncü fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır.
“(1) Kurulu gücü 30 MW ve üzerinde olup iletim sisteminden bağlı olan lisanslı ve lisanssız tüm üretim tesisleri ile depolama tesislerinden;
a) Termik ve hidrolik üretim tesisleri, 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,
b) Rüzgar enerjisi tesisleri ile güneş enerjisine dayalı fotovoltaik üretim tesisleri, EK 18’de belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada,
c) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri ile depolamalı elektrik üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesisleri 109/A maddesi kapsamında,
ç) Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca proje onayı 1/6/1996 tarihinden önce yapılmış veya sözleşme yürürlük tarihi 1/6/1996 tarihinden önce olan üretim tesisleri, reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup bu üretim tesislerinin sağlaması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, aşırı ikazlı olarak nominal aktif güçlerinin %20’sinden ve düşük ikazlı olarak nominal aktif güçlerinin %15’inden düşük olmayacak şekilde,
d) TEİAŞ ile bağlantı anlaşmasını 24/9/2008 tarihinden önce yapmış olan rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, reaktif güç destek hizmeti performans testlerinden muaf olup bu üretim tesislerinin sağlaması gereken zorunlu reaktif güç değerleri, aşırı ikazlı olarak santral kurulu güçlerinin %15’inden ve düşük ikazlı olarak nominal aktif güçlerinin %15’inden düşük olmayacak şekilde,
reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur. Bununla birlikte, üretim üniteleri step- up transformatörleri ile 154 kV – 400 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 ispatlayan üretim tesisleri bu madde kapsamından muaftır.”
MADDE 8- Aynı Yönetmeliğe 109 uncu maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki madde eklenmiştir.
“Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri ile depolamalı elektrik üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesislerinde reaktif güç kontrolü
MADDE 109/A-(1) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinden ana kaynağı 109 uncu madde kapsamında reaktif güç kontrolüne katılmakla yükümlü olan üretim tesislerinden mekanik gücü 5 MW ve üzeri olan yardımcı kaynak ünitesi kuran üretim tesislerine ait dengeleme birimi olmayan can suyu üniteleri hariç tüm üniteler ile iletimden bağlı ve kurulu gücü 30 MW ve üzeri olan depolamalı elektrik üretim tesisleri ve müstakil elektrik depolama tesisleri bu maddede belirtilen reaktif güç miktarlarını, şebekeye bağlantı noktasında sağlamakla yükümlüdür.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinden ana kaynak ünitesi veya üniteleri ile birlikte yardımcı kaynak ünitesi veya üniteleri reaktif güç kontrolü sağlamakla yükümlü olan üretim tesisleri, yardımcı kaynak ünitesinin ve depolamalı elektrik üretim tesisleri ile müstakil elektrik depolama tesisleri ilgili tesisin kabul tarihi itibarıyla 120 gün içerisinde, EK 17’de yer alan sistem bağlantı noktasında reaktif güç destek hizmeti performans test prosedürleri kapsamında, yapılan testler sonucunda alacağı reaktif güç destek hizmeti yan hizmet test sertifikasını TEİAŞ’a sunmakla yükümlüdür.
Ana kaynağı rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı olmayan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri, ana kaynağına dayalı üretim birimi devrede iken toplam aktif çıkış gücü, kurulu gücünün %100’ü ile MKÜD arasında iken iletim sistemine bağlı oldukları noktada;
Ana kaynak ünitelerinin güç faktörü 0,85 değerine kadar olan üretim tesisleri aşırı ikazlı olarak devrede olan ana kaynak ünitelerinin kurulu güçlerinin %55’i kadar ve güç faktörü 0,85’den büyük olan üretim tesisleri ise devrede olan ana kaynak ünitelerinin kurulu güçlerinin %30’una kadar reaktif güç değerine,
Düşük ikazlı olarak devrede olan ana kaynak ünitelerinin kurulu güçlerinin %40’ı kadar reaktif güç değerine,
kadar reaktif güç desteğini şekilde gösterildiği üzere sağlamakla yükümlüdür.
Ana kaynağı rüzgâr veya güneş enerjisine dayalı olan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri, ana kaynağına dayalı üretim birimi devrede iken, ana kaynağının türü doğrultusunda EK 18’de belirlenen reaktif güç miktarlarına ulaşmakla yükümlüdür.
Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinin, ana kaynağına dayalı üretim biriminin devrede olmadığı durumlarda, yardımcı kaynağının türü doğrultusunda bu Yönetmelikte belirlenen reaktif güç miktarlarına ulaşmakla yükümlüdür. Bu doğrultuda;
Yardımcı kaynağı rüzgâr enerjisi olan üretim tesisleri, EK 18’de yer alan Şekil E.18.3 kapsamında belirlenen reaktif güç kapasite eğrisine tekabül eden reaktif güç değerlerini sağlamakla yükümlüdür.
Yardımcı kaynağı güneş enerjisi olan üretim tesisleri, EK 18’de yer alan Şekil E.18.4 kapsamında belirlenen reaktif güç kapasite eğrisine tekabül eden reaktif güç değerlerini sağlamakla yükümlüdür.
Yardımcı kaynağı rüzgâr ve güneş enerjisi dışında bir kaynak olan birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisleri, bu Yönetmeliğin ilgili hükümleri doğrultusunda genaratör terminalinde aşırı ikazlı olarak 0,85 güç faktörü, düşük ikazlı olarak 0,95 güç faktörüne tekabül eden reaktif güç değerlerini sağlamakla yükümlüdür.
İletim sisteminden bağlı müstakil elektrik depolama tesisleri, kurulu gücünün %40’ı kadar reaktif güç desteği vermekle yükümlüdür.
Depolamalı elektrik üretim tesislerinin, üretim tesisi devrede iken, üretim tesisinin türü doğrultusunda EK18’de belirtildiği şekilde reaktif güç desteği vermekle yükümlüdür. Üretim tesisinin devrede olmadığı durumlarda, tesis bünyesindeki depolama ünitesi kurulu gücünün %40’ı kadar reaktif güç desteği vermekle yükümlüdür.”
MADDE 9- Aynı Yönetmeliğin geçici 5 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“GEÇİCİ MADDE 5- (1) 109 uncu maddenin birinci fıkrasının (ç) ve (d) bentleri kapsamındaki üretim tesislerinden belirtilen zorunlu reaktif güç değerlerini sağlayamayan üretim tesislerine, bu değerleri sağlamaları ve gerekli şartları yerine getirmeleri için 1/1/2026 tarihine kadar süre tanınır.”
MADDE 10- Aynı Yönetmeliğin EK 18’inin E.18.4 maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“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.”
MADDE 11- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 12- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Frekans Aralığı | Minimum Çalışma Süresi
51,0 Hz≤f<51,5 Hz 30 dakika
49 Hz ≤f<51,0 Hz | Sürekli
48,5 Hz ≤f < 49 Hz 1 saat
47,5 Hz ≤f< 48,5 Hz 30 dakika |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_51180ce969476.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:7516-2 Karar Tarihi: 13/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/12/2017 tarihli toplantısında; kesme bağlama bedellerinin 3/11/2010 tarihli ve 2862 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen Kesme Bağlama Bedellerine İlişkin Usul ve Esasların 2 nci maddesi uyarınca TÜİK tarafından yayımlanan 2017 yılı Eylül ayı 12 aylık TÜFE değişim oranı dikkate alınarak artırılmasına ve 1/1/2018 tarihinden itibaren aşağıdaki kesme bağlama bedellerinin uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Kesme-Bağlama Bedelleri | Kesme-Bağlama Bedelleri
2018 2018
Kesme-bağlama | (TL)
AG 26,8
OG 136,2 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_516614fc56677.docx | EK-1
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),
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) Gün İçi Piyasasının işletiminin 1/7/2015 tarihinde başlaması ve Gün İçi Piyasası işlem miktarının yüksek oranlarda artması sebebiyle, 2018 yılı tarife teklifi hazırlanırken 2018 yılı Gün İçi Piyasası tahmini işlem miktarı, 2017 yılında 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_51918e5b49103.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13404 Karar Tarihi: 27/03/2025
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/03/2025 tarihli toplantısında;
Ek’te yer alan;
Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşmasının,
Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşmasının,
Üretim Tesisleri İçin Oturan Sistemin Toparlanması Yan Hizmet Anlaşmasının,
Müstakil Elektrik Depolama Tesisleri İçin Oturan Sistemin Toparlanması Yan Hizmet Anlaşmasının,
Primer Frekans Kontrol Rezerv Tedarik Süreci Katılım Anlaşmasının,
Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Tedarik Süreci Katılım Anlaşmasının,
Talep Tarafı Katılımı Hizmetine İlişkin Yan Hizmet Anlaşmasının,
onaylanarak Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
1 inci madde kapsamında onaylanan anlaşmaların 1/6/2025 tarihine kadar ilgili kişilerce imzalanmaması halinde;
Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşması, Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşması, Üretim Tesisleri İçin Oturan Sistemin Toparlanması Yan Hizmet Anlaşması ve Müstakil Elektrik Depolama Tesisleri İçin Oturan Sistemin Toparlanması Yan Hizmet Anlaşmasını imzalamayan ilgili kişilerin TEİAŞ tarafından Kuruma raporlanmasına,
Onaylanan diğer anlaşmalar imzalayıncaya kadar, ilgili kişilerin mevcut anlaşmalarının askıya alınmasına,
Bu kapsamda, yürürlükte olan;
11.11.2021 tarihli ve 10544 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan Talep Tarafı Yedeği Hizmetine İlişkin Yan Hizmet Anlaşmasının,
06.05.2021 tarihli, 10196-1 ve 10196-2 sayılı Kurul Kararları ile onaylanan Konvansiyonel Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Yan Hizmet Anlaşması, Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Desteği Sağlanmasına Dair Hizmet Anlaşması, Rüzgâr Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşmasının ve Güneş Enerjisine Dayalı Fotovoltaik Üretim Tesisleri İçin Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşmasının,
21.12.2017 tarihli ve 7527 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan Primer Frekans Kontrolü Rezerv Tedarik Süreci Katılım Anlaşması ile Sekonder Frekans Kontrolü Rezerv Tedarik Süreci Katılım Anlaşmasının,
yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşması.
EK-2 Senkron Kompansatör Olarak Reaktif Güç Kontrolü Yan Hizmet Anlaşması.
EK-3 Üretim Tesisleri İçin Oturan Sistemin Toparlanması Yan Hizmet Anlaşması.
EK-4 Müstakil Elektrik Depolama Tesisleri İçin Oturan Sistemin Toparlanması Yan Hizmet Anlaşması.
EK-5 Primer Frekans Kontrol Rezerv Tedarik Süreci Katılım Anlaşması.
EK-6 Sekonder Frekans Kontrol Rezerv Tedarik Süreci Katılım Anlaşması.
EK-7 Talep Tarafı Katılımı Hizmetine İlişkin Yan Hizmet Anlaşması. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5194faec30309.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 8468 Karar Tarihi : 07/03/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 07/03/2019 tarihli toplantısında; Ek’te yer alan “Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılması Hakkında Karar”ın kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
DAĞITIM LİSANSI SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER VE GÖREVLİ TEDARİK ŞİRKETLERİNİN TARİFE UYGULAMALARINA İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASI HAKKINDA KARAR
MADDE 1 - 31/12/2015 tarihli ve 29579 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul ve Esasların 3 üncü maddesinin yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Gerekli ölçü düzenini sağlamaları ve belgelemeleri halinde, çevre ve insan sağlığını korumak üzere içme suyu ve/veya alıcı ortama verilen sıvı, gaz ve katı zehirli ve zararlı atıkların arıtılması amacıyla kurulan her türlü arıtma tesisi sanayi abone grubu kapsamındadır. Bu tesislere entegre olan ve bağımsız olarak faaliyet göstermesi mümkün olmayan diğer tesisler de arıtma tesisleri ile aynı şekilde sanayi abone grubu kapsamındadır.”
MADDE 2 – Aynı Usul ve Esasların 5 inci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(3) Tarım ve Orman Bakanlığı’nın ilgili birimlerinden alınan belge kapsamında faaliyette bulunan süt toplama merkezleri, büyükbaş besi işletmeleri, büyükbaş süt işletmeleri, küçükbaş işletmeleri, etlik tavuk kümesi, yumurtacı tavuk kümesi, damızlık kümesi, kuluçkahane işletmeleri ve seralar da bu abone grubuna dâhildir.”
MADDE 3 – Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 4 – Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_51bb69bd26476.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12445 Karar Tarihi: 22/02/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/02/2024 tarihli toplantısında; aşağıdaki “4. Tarife Uygulama Dönemi Görevli Tedarik Şirketleri Perakende Satış Faaliyeti Kalite Faktörü Uygulamasına İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
4. TARİFE UYGULAMA DÖNEMİ GÖREVLİ TEDARİK ŞİRKETLERİ PERAKENDE SATIŞ FAALİYETİ KALİTE FAKTÖRÜ UYGULAMASINA İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN USUL VE ESASLAR
MADDE 1- 29/12/2020 tarihli ve 31349 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan 4. Tarife Uygulama Dönemi Görevli Tedarik Şirketleri Perakende Satış Faaliyeti Kalite Faktörü Uygulamasına İlişkin Usul ve Esasların 6 ncı maddesinin üçüncü fıkrasının (c) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“c) Görevli tedarik şirketine hatalı gönderilmesi sebebiyle görevli tedarik şirketi tarafından Kurum evrak kayıt sisteminde iptal ettirilen başvurular ile memnuniyet belirtir mahiyetteki başvurular şirketin şikâyet göstergesi performans puanı hesabında dikkate alınmaz. Ancak görevli tedarik şirketi tarafından Kurum evrak kayıt sisteminde hatalı olarak iptal ettirildiği tespit edilen başvuruların iptal ettirilen başvurulara oranının %10 ve üzerinde olması durumunda iptal ettirilen başvuruların tamamı görevli tedarik şirketinin şikâyet göstergesi performans puanı hesabında değerlendirmeye alınır.”
MADDE 2- Bu Usul ve Esaslar 1/1/2024 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı | Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı | Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı
29/12/2020 29/12/2020 31349 (Mükerrer)
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı
1- | 30/12/2023 32415 (2. Mükerrer) |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_51ee945c58521.docx | 20 MART 2015 TARİHLİ VE 29301 SAYILI RESMİ GAZETEDE YAYIMLANMIŞTIR.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5513 Karar Tarihi: 12/3/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 12/3/2015 tarihli toplantısında 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 Talimatı”nın ekteki şekilde değiştirilmesine ve söz konusu değişikliğin Resmî Gazete’de yayımlanmasına,
Karar verilmiştir.
EK-1
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 8 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) Elektrik veya doğal gaz piyasasında iletim veya piyasa işletim lisansı sahibi bildirim yükümlülerinin, bu Talimatta elektronik imza ile yapılması öngörülen bildirimleri yapabilmesi için, Kurum tarafından ilave yöntemler belirlenebilir. Bu kapsamda yapılacak çalışmalar, Strateji Geliştirme Dairesi Başkanlığı tarafından yürütülür.”
MADDE 2 – Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_52081f5453056.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI LİSANS YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 2/11/2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 57 nci maddesinin birinci fıkrasına (k) bendi olarak aşağıdaki hüküm eklenmiştir;
“k) YEKA için verilen önlisanslarda önlisans sahibi tüzel kişinin doğrudan ve/veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
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
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. | 09/7/2018 30473
10. | 16/8/2018 30511
11. | 30/12/2018 30641 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_520dcf3e50156.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:7510 Karar Tarihi: 13/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/12/2017 tarihli toplantısında; Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi’nin;
Gelir ve tarife düzenlemelerine yönelik beşinci uygulama dönemi süresinin 1/1/2018 (dâhil) - 31/12/2020 (dâhil) olarak belirlenmesine,
İletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ kapsamında, eklerde yer alan dördüncü uygulama dönemi yatırım bileşeni, beşinci uygulama dönemi işletme giderleri ve yatırım bileşeni tablolarına istinaden beşinci uygulama dönemi sistem kullanım ve sistem işletim gelir gereksinimleri ile ilgili parametrelerin aşağıda yer alan şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 Dördüncü uygulama dönemi iletim sistemi yatırım bileşeni tablosu
EK-2 Beşinci uygulama dönemi sistem kullanım ve sistem işletim gelir gereksinimi tabloları
2018 2019 2020
Sistem Kullanım Gelir Gereksinimi (TL) | 4.951.384.505 5.476.995.891 6.047.780.918
Sistem İşletim Gelir Gereksinimi (TL) | 51.620.681 52.117.801 52.762.317
Reel Makul Getiri Oranı | %13,30 | %13,30 | %13,30
Baz TÜFE Değeri 309,78 309,78 309,78
Verimlilik Parametresi | %0 | %0 | %0
Uygulama Dönemi 1/1/2018 - 31/12/2020 1/1/2018 - 31/12/2020 1/1/2018 - 31/12/2020 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_524f42de58943.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 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 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 organize toptan elektrik piyasalarında 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 veri ve analizleri belirlemek ve güncellemek üzere her yıl Ekim ayı içerisinde bir çalıştay düzenler. Söz konusu çalıştaya sektör derneklerinin ve Kurumun temsilcilerinin yanı sıra talep eden ve çalıştay koşullarını yerine getiren piyasa katılımcıları ile gözlemcilerin de katılması temin edilir. Çalıştayda yayınlanmak üzere belirlenen veri ve analizler Kuruma sunulur ve Kurulca onaylanmasını takiben Şeffaflık Platformuna eklenir.
(3) EPİAŞ ayrıca, çalıştay sürecinden bağımsız olarak Kurum tarafından belirlenen raporları şeffaflık platformunda yayımlamakla yükümlüdür.
Verilerin temini ve yayımı
MADDE 4 – (1) 3 üncü madde kapsamında belirlenen veriler EPİAŞ tarafından verilere sahip kuruluşlardan bu mevzuat dayanak gösterilerek istenilir.
(2) EPİAŞ şeffaflık platformunda yayınlayacağı analizlere esas teşkil edecek, ancak ham hali ile ticari sır niteliği taşıyan verileri korumak üzere gerekli önlemleri alır.
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 paylaşmakla yükümlüdür.
(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_52c546d798439.docx | 28 Mayıs 2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmî Gazetede yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 6282-3 Karar Tarihi : 13/05/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/05/2016 tarihli toplantısında; ekteki “Teminat Usul ve Esasları”nın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK-1
TEMİNAT USUL VE ESASLARI
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Usul ve Esasların amacı; organize toptan elektrik piyasalarında faaliyet gösteren piyasa katılımcılarının piyasaya ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememesi durumunda Piyasa İşletmecisinin risklerinin yönetilmesi ve diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınması amacıyla uygulanacak teminatlara ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar; gün öncesi piyasasına, gün içi piyasasına, dengeleme güç piyasasına ve mali uzlaştırma işlemlerine ilişkin, piyasa katılımcılarının sunmaları gereken teminatlara ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a)
b) Başlangıç teminatı: Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıtlarının tamamlanması için sunmaları gereken teminat tutarını,
c) Ek teminat: Bir piyasa katılımcısının fatura son ödeme tarihi geçmemiş fatura dönemleri için, ilgili risk tespit faaliyetleri neticesinde, katılımcının uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen faaliyetlerden kaynaklanan toplam riskinin arttığının tespit edilmesi halinde hesaplanan teminat tutarı ile aylık uzlaştırma bildirimleri sonucunda ortaya çıkan dengesizlik miktarlarına ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarının toplamını,
ç) Toplam teminat tutarı: Teminat Hesaplama Yöntemi hükümleri doğrultusunda bir piyasa katılımcısının başlangıç teminatı, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak sunması gereken teminat tutarı ve ek teminat tutarının toplamını
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 5 – (1) Piyasa İşletmecisi;
a) Teminat hesaplamalarında kullanılacak olan katılımcı bazındaki başlangıç teminatı tutarının belirlenmesinden,
b)
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 kuruluşu aracılığıyla yapılmasından
sorumludur.
Teminatların artırılmasına ilişkin esaslar
MADDE 6 – (1) Piyasa İşletmecisi aşağıdaki durumlarda sunulan teminat tutarının artırılmasını talep eder;
a) Yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı,
b) Dengeden sorumlu gruba yeni bir piyasa katılımcısının dahil olması,
c) Üretim veya OSB üretim lisansı sahibi bir piyasa katılımcısının işletmedeki kurulu gücünün değişmesi,
ç) Gün öncesi piyasası ve/veya gün içi piyasası kapsamında tarihsel alışkanlıklarına göre daha yüksek miktarda alım yapması,
d) Dengesizlik uzlaştırması sonuçlarına göre hesaplanan teminat gereksiniminin daha önceki faturalama dönemindeki hesaplanan gereksinimden daha yüksek olması,
e) Bir piyasa katılımcısının, fatura son ödeme tarihi geçmemiş fatura dönemleri için, ilgili piyasa izleme faaliyetleri neticesinde, katılımcının uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen toplam maliyetlerin sürekli bir şekilde artmakta olduğunun tespit edilmesi sonucunda, katılımcı riskinin mevcut teminat tutarı ile karşılanamayacağının öngörülmesi.
Teminat işlemlerine ilişkin süreç
MADDE 7 – (1) Piyasa İşletmecisi her iş günü saat 14:30’a kadar, katılımcı bazında sunulması gereken teminat tutarlarına ilişkin gerekli hesaplamaları yaparak, piyasa katılımcılarını ve katılımcı bazında merkezi uzlaştırma kuruluşunu bilgilendirir.
(2) Kendisine katılımcı bazında teminat bilgileri sunulan merkezi uzlaştırma kuruluşu, gerekli teminat tutarlarının takibini yürütür.
(3) Piyasa katılımcıları her iş günü, saat 11:00’da yapılacak teminat kontrolleri için teminat mektuplarını saat 10:30’a kadar Piyasa İşletmecisine, teminat mektubu dışındaki diğer teminatları ise saat 11:00’a kadar merkezi uzlaştırma kuruluşuna, saat 17:00’da yapılacak teminat kontrolleri için teminat mektuplarını saat 16:30’a kadar Piyasa İşletmecisine, teminat mektubu dışındaki diğer teminatları ise saat 17:00’a kadar merkezi uzlaştırma kuruluşuna sunar.
(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 Yöntemine göre hesaplanan toplam teminat tutarı dikkate alınır.
(5) Piyasa İşletmecisi her iş günü, 10:30’a kadar kendisine sunulan teminat mektubu miktarına ilişkin bilgileri en geç saat 11:00’a kadar, 16:30’a kadar sunulan teminat mektubu miktarına ilişkin bilgileri de en geç saat 17:00’a kadar katılımcı bazında merkezi uzlaştırma kuruluşuna bildirir.
(6) Merkezi uzlaştırma kuruluşu piyasa katılımcıları tarafından sunulan teminat tutarına ilişkin bilgileri katılımcı bazında Piyasa İşletmecisine her iş günü saat 11:00’da ve 17:00’da bildirir.
(7) Gün öncesi piyasası 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 kuruluşu 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 kuruluşuna 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 Yöntemine 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;
a) Piyasa İşletmecisi tarafından her iş günü saat 11:00’da ve 17:00’da olmak üzere günde iki kez teminat kontrolü yapılır.
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 Yöntemine 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.
ç) Belirtilen saatlerde yapılan teminat kontrollerinde, bir piyasa katılımcısının teminatlarının yeterli olmaması durumunda katılımcının eşleşmemiş durumda olan teklifleri iptal edilir ve yeni teklif girmesine izin verilmez.
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.
(11) İkili anlaşmalara ilişkin olarak;
a) Herhangi bir iş günü saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde piyasa katılımcılarının teminat seviyelerinin, sunmaları gereken toplam teminat tutarını karşılamaması durumunda piyasa katılımcısının 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.
b) Hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesi, aynı gün bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Yöntemine göre hesaplanan ve PYS’de ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşunca yayımlanan sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamayan bir piyasa katılımcısının, hafta sonunun veya resmi tatilin ikinci gününden itibaren, ikinci günü dâhil olmak üzere, ileriye dönük satış yönünde uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmez, yapılmış olan satış yönündeki ikili anlaşma bildirimleri iptal edilir ve ilgili taraflara PYS aracılığıyla bilgi verilir.
c) Hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesi, sunması gereken toplam teminat tutarını karşılayan piyasa katılımcılarının hafta sonunun veya resmi tatilin ikinci gününden itibaren, ikinci günü dâhil olmak üzere, ileriye dönük satış yönünde uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilir.
ç) İleriye dönük satış yönünde ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmeyen bir piyasa katılımcısının, sonraki iş günlerinde saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesinin, sunması gereken toplam teminat tutarını karşılaması durumunda ileriye dönük olarak satış yönünde ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilir.
Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler
MADDE 8 – (1) Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler aşağıda belirtilmiştir:
Türk lirası,
Döviz (ABD doları veya avro),
Bankacılık mevzuatına tabi ve Türkiye’de faaliyet gösteren bankalar tarafından hazırlanmış olan TL veya döviz cinsinden (ABD doları veya avro) kesin ve süresiz teminat mektupları,
ç) Bankacılık mevzuatına göre Türkiye’de faaliyette bulunmasına izin verilen yabancı bankalar ile Türkiye dışında faaliyette bulunan banka veya benzeri kredi kuruluşlarının kontr garantisi üzerine bankacılık mevzuatına tabi bankaların düzenleyecekleri TL veya döviz cinsinden (ABD doları veya avro) kesin ve süresiz teminat mektupları,
Hamiline olmak kaydıyla Hazine Müsteşarlığınca ihraç edilen Devlet İç Borçlanma Senetleri,
T.C. Hazine ve Maliye Bakanlığınca ihraç edilen Eurobond’lar.
(2) Teminatların TL karşılıklarının hesaplanması sürecinde; döviz nakit teminatlar ve döviz teminat mektupları için TCMB döviz alış kuru, T.C. Hazine ve Maliye Bakanlığınca ihraç edilen Devlet İç Borçlanma Senetleri için TCMB tarafından Resmi Gazete’de yayınlanan gösterge niteliğindeki fiyatlar, T.C. Hazine ve Maliyet Bakanlığınca ihraç edilen Eurobond’lar için merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından belirlenen fiyatlar baz alınır.
(3)
(4) Piyasa katılımcıları, sağlamaları gereken teminatları, bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden sadece biri ya da birden fazlası ile de sağlayabilirler.
(5) Nakit TL ve TL cinsinden teminat mektubu dışında teminat olarak kabul edilen kıymetlere değerleme katsayısı uygulanır. Bu Usul ve Esaslar kapsamında uygulanacak olan değerleme katsayısı; benzer piyasalarda uygulanan değerleme katsayıları dikkate alınarak merkezi uzlaştırma kuruluşunun görüşü doğrultusunda Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek, PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
(6) Teminatlarla ilgili tüm maliyetler ilgili piyasa katılımcısı tarafından karşılanır.
(7) Piyasa katılımcıları, birinci fıkranın (c) ve (ç) bentleri kapsamında sunacakları teminat mektuplarını, Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formata uygun olarak sunmakla yükümlüdür.
Başlangıç teminatı kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 9 – (1) Herhangi bir piyasa katılımcısı tarafından sunulması gereken başlangıç teminatı, Piyasa İşletmecisi tarafından Teminat Hesaplama Yöntemi çerçevesinde belirlenerek, bu tutarlarının geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayımlanır.
(2) Bir piyasa katılımcısının işletmedeki kurulu gücünde değişiklik olması durumunda, ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken başlangıç teminatı güncel kurulu güç değerine göre Piyasa İşletmecisi tarafından yeniden hesaplanır. Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısını, bu değişiklik sebebiyle bulundurması gereken başlangıç teminat tutarı ile ilgili olarak en geç PYS üzerinden güç artışı değişikliğinin onaylandığı günü takip eden iş günü saat 16:00’ya kadar PYS aracılığıyla bilgilendirir.
(3)
(4) Başlangıç teminatını sunmamış piyasa katılımcısı adaylarının tüzel kişilik kayıt başvuruları PYS üzerinden onaylanmaz.
Gün öncesi piyasasında ve gün içi piyasasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 10 – (1) Gün öncesi piyasasına 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.
Ek teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 11 – 1) Uzlaştırma bildirimlerinin yayımlanmasını müteakiben, aylık uzlaştırma bildirimleri sonucunda ortaya çıkan dengesizlik miktarlarına ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarı, Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla bilgilendirilir. Bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı, fatura tebliğ tarihinden sonraki üçüncü iş gününden itibaren yapılacak olan toplam teminat hesaplarında kullanılır.
(2) Bir piyasa katılımcısının fatura sön ödeme tarihi geçmemiş fatura dönemleri için, ilgili risk tespit faaliyetleri neticesinde, katılımcının faaliyetlerinden kaynaklanan ve uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen toplam riskinin değiştiğinin tespit edilmesi halinde, katılımcıya Teminat Hesaplama Yöntemi gereğince PYS aracılığıyla bilgilendirme yapılır. Bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı, bilgilendirmenin yapıldığı iş günü yapılacak olan toplam teminat hesaplarında kullanılır.
(3) Birinci ve/veya ikinci fıkra hükümleri doğrultusunda bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı ilgili gün için piyasa katılımcısının toplam teminat hesabında kullanılır.
(4) Birbirini takip eden üç iş günü boyunca saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde piyasa katılımcılarının teminat seviyelerinin, sunmaları gereken ek teminat tutarını karşılamaması durumunda katılımcılara aşağıdaki süreç uygulanır:
a)
b) Piyasa katılımcısının adına PYS’de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken ek teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin toplam teminat hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde silinir. Durumla ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB veya ilgili dağıtım şirketine, TEİAŞ, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB veya ilgili dağıtım şirketi tarafından da aynı gün içerisinde ilgili görevli tedarik şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB için enerji tedarik eden piyasa katılımcısına ve iki iş günü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir. Piyasa katılımcısının portföyünde yer alan ve kendi tüzel kişiliğine ait olmayan serbest tüketiciler ve ilgili dağıtım şirketinin enerji sağladığı serbest olmayan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme bağlantı durumuna göre ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve TEİAŞ’a ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
c) Yaptırım uygulanan piyasa katılımcısının portföyünde yer alan serbest tüketiciler için, görevli tedarik şirketi ve dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye enerji tedarik eden piyasa katılımcısının ilgili serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili taraflara yapılan bildirimi takip eden 2 nci iş günü dahil olmak üzere belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
ç) Piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda, dengeden sorumlu grup, katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken ek teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin toplam teminat tutarı hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır. Dağıtılan dengeden sorumlu grupta yer alan piyasa katılımcıları ve dengeden sorumlu taraf için yeni duruma göre ek teminat tutarı hesaplanır ve Bu tutar hesaplamayı müteakip yapılacak olan ilk toplam teminat hesabında kullanılır. İlgili dengeden sorumlu taraf için, yeni duruma göre hesaplamaya başlanan ek teminat tutarı ile dengeden sorumlu grubun dağıtıldığı gün saat 11:00’da bulundurması gereken ek teminat tutarı karşılaştırılarak yüksek olan tutar toplam teminat hesabında kullanılır. Ek teminat tutarlarının karşılaştırılması yayınlanacak ilk faturaya esas uzlaştırma bildirimine ait fatura son ödeme tarihinden bir sonraki iş gününe kadar devam eder.
d)
e) (b) 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.
f) Bu fıkra kapsamında ilgili süreçlerin uygulandığı piyasa katılımcısı hakkında tüm piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bilgi verilir.
g)Vadeli elektrik piyasasında net pozisyon arttırıcı işlem yapmasına izin verilmez.
(5) Herhangi bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba dahil olması durumunda, dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf, ilgili piyasa katılımcısının dengesizliklerine ilişkin teminat yükümlülüklerini de üstlenmiş olur.
(6) Teminat Hesaplama Yönteminde yer alan risk katsayısı değerinde değişiklik olması durumunda, Piyasa İşletmecisi, yeni risk katsayısını, bu katsayının geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayımlar.
(7) Fatura son ödeme günü saat 16:40’tan sonra ilgili fatura dönemine ilişkin ek teminat kaleminde günlük olarak hesaplanan tutarların dikkate alınmaması halinde, ek teminat tutarı azalacak piyasa katılımcıları için ilgili teminat kalemi yeniden hesaplanır. Ek teminatı güncellenen piyasa katılımcılarının sunmaları gereken toplam teminat tutarlarına ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcıları ve katılımcı bazında merkezi uzlaştırma kuruluşu saat 17:00’a kadar bilgilendirilir.
Teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 12 – (1) Bir piyasa katılımcısının, sunmakla yükümlü olduğu gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası işlemlerine ilişkin teminat tutarı, başlangıç teminatı tutarı ve faturasına yansıması öngörülen tutarlara ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarları, ilgili piyasa katılımcısı tarafından; dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin olarak sunmakla yükümlü olduğu teminat tutarları, ilgili dengeden sorumlu tarafça karşılanır.
(2) Piyasa katılımcısı tarafından sunulan toplam teminatın, katılımcının piyasa kapsamında yürüttüğü tüm faaliyetlere ilişkin toplam riskini karşılayacak seviyede olmadığının tespit edilmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, Teminat Hesaplama Yönteminde yer verilen esaslar doğrultusunda ilgili katılımcının sunması gereken teminat tutarının artırılmasını talep edebilir.
(3) Piyasa katılımcısı tarafından sunulan toplam teminatın, katılımcının piyasa kapsamında yürüttüğü tüm faaliyetlere ilişkin toplam riskinden daha fazla olduğunun tespit edilmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, Teminat Hesaplama Yönteminde yer verilen esaslar doğrultusunda ilgili katılımcının sunması gereken teminat tutarını azaltmasına imkan sağlayabilir.
(4) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun elektrik piyasasına ilişkin takas ve teminat yönetim hizmeti vermediği günler tatil günü olarak kabul edilir.
Teminatların iadesi
MADDE 13 – (1) Piyasa katılımcısının, sunmuş olduğu teminatların toplam tutarının, piyasa katılımcısının sunması gereken toplam teminat tutarından büyük olması durumunda fazla teminat tutarı, söz konusu teminatın kısmen iadeye uygun olması durumunda ve piyasa katılımcısının talebi üzerine merkezi uzlaştırma kuruluşu ve/veya Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcısına iade edilir.
(2) Piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilecek olan nakit teminat çekme işlemleri herhangi bir iş gününde saat 15:05 ile 15:40 arasında, nakit dışı teminatların çekme işlemleri 15:05 ile 17:00 arasında gerçekleştirilebilir. Piyasa İşletmecisi tarafından bulundurulması gereken teminat bilgilerinin arıza halleri nedeniyle merkezi uzlaştırma kuruluşuna 15:05’ten sonra bildirilmesi halinde bildirimi müteakip 15:40’a kadar nakit, 17:00’a kadar nakit dışı teminat çekme işlemleri gerçekleştirilebilir.
Risk katsayısı
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Risk katsayısının başlangıç değeri 1,5’tir.
Yürürlük
MADDE 14 – (1) Bu Usul ve Esaslar 1/6/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 15 – (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_52d3071937565.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11410 Karar Tarihi: 17/11/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 17/11/2022 tarihli toplantısında;
27/03/2014 tarihli ve 4935-19 sayılı Kurul Kararının yürürlükten kaldırılmasına,
Bu Kurul Kararının Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_530977e017835.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12716 Karar Tarihi: 27/06/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/06/2024 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar”ın Resmi Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
GÜN ÖNCESİ PİYASASINDA VE DENGELEME GÜÇ PİYASASINDA ASGARİ VE
AZAMİ FİYAT LİMİTLERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE
ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1 – 21/06/2015 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 maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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 3.000 TL/MWh olarak uygulanır. Bu uygulama süresince bu Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin ikinci fıkrası hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 2 – Bu Usul ve Esaslar 1/7/2024 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_532d281789841.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11698 Karar Tarihi: 09/03/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 09/03/2023 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Dairesi Başkanlığının 07.03.2023 tarihli ve E-52111265-110.04.01-646393 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 6 Şubat 2023 tarihinde Kahramanmaraş merkezli olarak meydana gelen deprem sebebiyle olağanüstü hal kararı alınan ve/veya afet bölgesi ilan edilen şehirler için:
Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin söz konusu şehirlerde işletmede olan ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği (Yönetmelik) hükümleri uyarınca primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü hizmetine katılmakla yükümlü olan üretim tesislerinin söz konusu hizmetlere ilişkin yükümlülüklerinden 06.02.2023 ve 07.02.2023 tarihleri için muaf tutulmasına,
Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin söz konusu şehirlerde işletmede olan ve Yönetmelik hükümleri uyarınca reaktif güç destek hizmetine katılmakla yükümlü olan üretim tesislerinin söz konusu hizmete ilişkin yükümlülüklerinden Şubat 2023 dönemi boyunca muaf tutulmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_534397f574055.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11338 Karar Tarihi: 27/10/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/10/2022 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
DAĞITIM LİSANSI SAHİBİ TÜZEL KİŞİLER VE GÖREVLİ TEDARİK ŞİRKETLERİNİN TARİFE UYGULAMALARINA İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1 – 31/12/2015 tarihli ve 29579 4. mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişiler ve Görevli Tedarik Şirketlerinin Tarife Uygulamalarına İlişkin Usul ve Esaslar’ın 4 üncü maddesinin birinci fıkrasında yer alan “ibadethaneler ile müştemilatı niteliğindeki lojman ve benzeri yerleri,” ibaresinden sonra gelmek üzere “muhtarlık hizmet binaları,” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 2 – Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5365cf24.docx | PERAKENDE SATIŞ SÖZLEŞMESİ
TARİH: ...../...../......SAYI: ........... - ......... -.......... -.............
Madde 1- SÖZLEŞMENİN NİTELİĞİ ve TARAFLARI
İşbu perakende satış sözleşmesi (Sözleşme), Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu tarafından 06/08/2015 tarihli ve 5716-1 sayılı Kurul Kararı ile standart sözleşme olarak düzenlenmiştir.
Sözleşme, isim, unvan ve adres bilgileri sözleşme ekinde yer alan Abone ile Görevli Tedarik Şirketi (Şirket) arasında tanzim ve imza edilmiştir.
Madde 2- TANIMLAR
Sözleşmede kullanılan terim ve ibareler, 08/05/2014 tarihli ve 28994 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği (Yönetmelik)’nde, bu Yönetmelikte hüküm bulunmaması halinde ilgili mevzuatta kullanılan anlam ve kapsama sahiptir.
Madde 3- SÖZLEŞMENİN KONUSU
Sözleşmenin konusu; yeni veya mevcut bir tüketim tesisi ve/veya kullanım yerine ilişkin, tarihi ve kullanıcı numarası EK-1’de belirtilen Bağlantı Anlaşmasına istinaden aboneye elektrik enerjisi ve/veya kapasite temini ile hizmet verilmesidir.
Madde 4- SÖZLEŞMENİN KAPSAMI
Sözleşme, aboneye elektrik enerjisi ve/veya kapasite temini ve hizmet verilmesinde taraflarca uyulması gereken yükümlülükler ile ilgili mevzuat ve Sözleşme şartlarına uyulmaması halinde taraflara uygulanacak hüküm ve yaptırımları kapsar.
Madde 5- SÖZLEŞME GÜCÜ
Sözleşme, tarihi ve kullanıcı numarası EK-1’de belirtilen Bağlantı Anlaşmasında belirlenen güç (kilowatt/kW) üzerinden yapılmıştır. Bağlantı gücünün aşılması halinde ilgili mevzuata göre işlem yapılır.
Madde 6- SAYAÇ ve ÖLÇÜM SİSTEMLERİ
Sözleşme uyarınca abone tarafından kullanılan elektrik enerjisi veya aboneye tahsis edilen kapasite, ilgili mevzuat uyarınca tesis edilen sayaç ve/veya ölçüm sistemleri kurulması suretiyle tespit edilir.
Abone, sözleşme kapsamındaki sayaç ve/veya ölçüm sistemlerine müdahale etmemek, TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi ile Şirket’in sayaç ve/veya ölçüm sistemlerine erişimini engellememekle mükelleftir.
Madde 7- TÜKETİM DÖNEMİ
Tüketim dönemi, Yönetmelik’in 11 inci maddesi esas alınarak EK-1 de belirtilmiştir.
Faturalamanın 6 ay veya üzeri tüketim dönemini kapsayacak şekilde yapılması durumunda abonenin talebi üzerine Yönetmelik hükümleri doğrultusunda vade farksız taksit uygulaması yapılır.
Madde 8- TÜKETİMİN HESAPLANMASI
Abonenin sayacı ve/veya ölçüm sistemleri TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından tüketim dönemi sonunda okunur. Birbirini takip eden iki tüketim dönemi arasındaki endeks farkının çarpan faktörü ile çarpımı sonucu bulunan değere, ilgili mevzuat gereği varsa ilave değerin eklenmesi sonucu bulunan değer abonenin elektrik enerjisi tüketimi olarak kabul edilir.
Madde 9- FATURALAMA ve ÖDEME
Aboneye tüketim dönemi sonunda ödeme bildirimi (fatura) tebliğ edilir. Ödeme bildiriminde Yönetmelikte ve ilgili mevzuatta yer alan unsurlara yer verilir. Tüketim dönemine ilişkin ödeme bildirimi, son ödeme tarihinden en az on gün önce aboneye tebliğ edilir. Abone faturada belirlenen bedeli faturada belirtilen ödeme merkezlerine süresi içerisinde ödemekle yükümlüdür.
Faturalar, kredi kartı ile ödenebilir. Faturaların kredi kartı ile ödenmesi halinde Kurul tarafından belirlenen usul ve esaslara uyulur. Fatura bedelinin kredi kartıyla ödenmesi hali hariç olmak üzere Şirket veya Şirketin hizmet alımı yaptığı kişiler tarafından faturaların tahsilatı işlemi sebebiyle tüketicilerden herhangi bir ad altında bedel talep ve tahsil edilemez. Bu yönde bedel tahsil edilmesi halinde, Şirket bu bedeli, abonenin talep tarihinde, 6183 sayılı Kanunun 51. maddesine göre belirlenen oranda ve tahsil tarihinden itibaren günlük olarak hesaplanacak gecikme zammı ile birlikte nakden ve defaten öder.
Abonenin, fatura bedelini son ödeme tarihine kadar ödememesi halinde Şirket tarafından aboneye yazılı olarak ikinci bildirimde bulunulur. İkinci bildirimde aboneye bildirimin yapıldığı tarihten itibaren en az beş iş günü ödeme süresi tanınır. Geçmiş dönem borçları için beş iş günü ödeme süresine uymak ve elektriğin kesileceğine ilişkin bilgilendirmeyi sağlamak şartıyla ikinci bildirim bir sonraki dönem ödeme bildirimiyle de yapılabilir. Söz konusu bildirimde abonenin ödeme yükümlülüğünü belirtilen sürede yerine getirmemesi halinde elektrik enerjisinin kesileceği ihtar edilir. Şirket, yazılı surette yapacağı ikinci bildirime ek olarak, gerekli görmesi halinde, diğer haberleşme kanallarını kullanarak da bildirimde bulunabilir. Abone, ikinci bildirimde belirlenen süre içerisinde ödeme yapmazsa, Şirket abonenin elektriğinin kesilmesi amacıyla TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketine bildirimde bulunur. Şirket’in bildirimde bulunabilmesi için bildirim tarihinde, abonenin ödemeleri yapmamış olması gerekir. Şirketin TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine elektriğin kesilmesi bildiriminde bulunmasından sonra, abonenin yükümlülüklerini yerine getirmesi halinde bu durum Şirket tarafından TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketine derhal bildirilir.
Şirket’in bildirimi üzerine TEİAŞ veya ilgili dağıtım şirketi tarafından kesme bildirimi düzenlemek suretiyle elektrik kesilir.
Abonenin işbu perakende satış sözleşmesinden kaynaklanan borcu nedeniyle, başka bir perakende satış sözleşmesine konu kullanım yerindeki elektriği kesilemez.
Fatura bedeli, fatura veya ödeme bildirimlerinde belirtilen son ödeme tarihine kadar ödenmediği takdirde, aboneye son ödeme tarihinden itibaren, 6183 sayılı Kanunun 51. maddesine göre belirlenen oranları aşmamak koşuluyla gecikme zammı günlük olarak tahakkuk ettirilir.
Borcun zamanında ödenmemesi nedeniyle elektrik enerjisi kesilmiş olan abonenin, kesme tarihinden itibaren 30 gün içerisinde, birikmiş borçlarını gecikme zamlarıyla birlikte peşin ödeyerek veya Şirket tarafından belirlenen takvim dâhilinde ödemeyi taahhüt ederek Şirkete başvurması halinde, yeni bir perakende satış sözleşmesi yapılmaksızın, abonenin elektrik enerjisi, Yönetmeliğin 16 ncı maddesi hükümleri çerçevesinde yeniden bağlanır. Bu fıkra hükümlerine göre başvuru yapmayan abonenin sözleşmesi 18 nci maddenin yedinci fıkrasına göre feshedilebilir.
Elektrik enerjisinin yeniden bağlanması için, abone tarafından ödenecek kesme-bağlama bedeli, kesme-bağlamanın TEİAŞ veya dağıtım şirketi tarafından Şirkete bildirimini takip eden bir sonraki döneme ait ödeme bildirimine yansıtılır. Bu kapsamda; fiilen elektriği kesilmeyen tüketiciden kesme-bağlama bedeli talep edilemez.
Aktif enerji, reaktif enerji, güç, güç aşımı, iletim ve dağıtım sistem kullanımı ile yasal olarak alınması gereken bedeller, ilgili mevzuat ve yürürlükteki ilgili diğer mevzuat hükümlerine göre tahakkuk ettirilerek aboneden tüketim dönemi bazında tahsil edilir.
Sözleşme kapsamında elektrik enerjisi temin eden özel transformatörlü abone en az bir aylık dönem için olmak üzere belirteceği tüketim dönemlerinde enerji tüketmeyeceğini Şirkete yazılı şekilde bildirmesi halinde Şirket, yazılı olarak bildirimde bulunarak transformatörün enerjisinin TEAİŞ veya ilgili dağıtım şirketince kesilmesini sağlar. Beyan edilen dönemlere ilişkin faturalandırma yapılmaz. Abone, bir takvim yılı içerisinde mücbir sebepler dışında bu kapsamda 2 (iki) defadan fazla talepte bulunamaz. Söz konusu talebe ilişkin kesme-bağlama bedeli işlemi takip eden bir sonraki döneme ait ödeme bildirimine yansıtılarak tahsil edilir.
Şirketin, faturalarda ve faturalandırmaya esas unsurlarda hata tespiti halinde, abone tarafından ödeme bildiriminin tebliğ edildiği tarihten itibaren bir yıl içerisinde Şirkete itiraz edilebilir. İtiraza konu bedel ile tüketicinin bir önceki tüketim döneminde ödemiş olduğu tüketim bedeli arasındaki farkın yüzde otuzdan fazla olması durumunda abonenin, bedele itirazla birlikte bir önceki tüketim dönemi bedeli kadarını son ödeme tarihine kadar ödemesi halinde kalan miktar için borç, itiraz sonuçlanıncaya kadar müeccel olur.
Sayacın hiç veya doğru tüketim kaydetmemesi durumunda Abone Şirketin eksik tüketim miktarı için Yönetmelik hükümlerine göre tahakkuk ettirdiği faturaya tebliğ tarihinden itibaren 1 (bir) yıl içinde itiraz edebilir.
Sözleşmede düzenlenmeyen hususlar bakımından fatura veya ödeme bildirimlerine yapılacak itirazlarda ilgili mevzuat hükümlerine göre işlem yapılır.
Madde 10- TARİFE ve SÖZLEŞME DEĞİŞİKLİKLERİ
Abonenin, abone grubu ve güç değişikliği ile tek ya da çok zamanlı tarifeye geçme talepleri hakkında ilgili mevzuat hükümlerine göre işlem yapılır.
Şirket, gerekli görmesi halinde tüketim dönemini değiştirebilir. Bu değişiklik, her hâlükârda değişikliğin yapıldığı tüketim dönemi faturasından önce, ödeme bildirimi/fatura veya yazılı bildirim veya varsa elektronik posta adresi yoluyla aboneye bildirilmelidir.
Bu madde kapsamındaki sözleşme değişiklikleri zeyilname biçiminde sözleşmeye eklenir.
Madde 11- ELEKTRİĞİN KESİLMESİ ve YENİDEN BAĞLANMASI
Kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespiti halinde kullanım yerinin elektriği kesilerek ilgili mevzuat çerçevesinde işlem tesis edilir.
Usulsüz elektrik enerjisi tüketiminin tespiti halinde, ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülüklerin süresi içerisinde yerine getirilmemesi halinde kullanım yerinin elektriği kesilir.
Sözleşme kapsamında ve/veya ilgili mevzuatta öngörülen usul ve esaslara uygun olarak abonenin elektriğinin kesilmesi halinde abone, uğradığı zarar nedeniyle Şirket’ten herhangi bir hak, alacak veya tazminat talebinde bulunamaz.
Sözleşmenin sona ermesi halinde, abonenin elektriği kesilir.
Elektriği kesilmiş olan tüketicinin, ilgili yükümlülüklerini yerine getirmesi ve Şirketin TEİAŞ veya dağıtım şirketine bildirmesi üzerine İmar yerleşim alanında iki gün içerisinde, İmar yerleşim alanı dışında üç gün içerisinde, elektrik enerjisi yeniden bağlanır.
Madde 12- GÜVENCE BEDELİ
Aboneye ait güvence bedeli bilgileri, EK-2’de yer almaktadır.
Güvence bedeli ve fark güvence bedelinin hesaplanması ve verilme şekli ile sözleşmenin sona ermesi, feshi veya sayacın ön ödemeli sayaçla değiştirilmesi halinde güvence bedeli güncelleştirilmesi ve iadesine ilişkin uygulamalar ile güvence bedelinin Şirket tarafından ne şekilde değerlendirileceği ve güncelleneceği ilgili mevzuata göre yapılır.
Madde 13- DEVİR, TEMLİK ve REHİN
Abone, sözleşme kapsamındaki haklarını ve/veya yükümlülüklerini Şirket’in yazılı onayını almaksızın üçüncü kişilere devir, temlik ve rehin edemez.
Madde 14- MÜCBİR SEBEPLER
Taraflar, sözleşme veya ilgili mevzuat kapsamındaki 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 getirilmesinin engellendiği süre boyunca, etkilenen yükümlülükler askıya alınır.
Madde 15- EK HÜKÜMLER
Bir kullanım yerine ait önceki tüketicilerin önceki dönemlere ilişkin tüketimlerinden kaynaklanan borçları, yeni abonenin üstlenmesi talep edilemez. Söz konusu borçlar, yeni kullanıcı ile sözleşme yapılmasına engel teşkil etmez.
Tedarikçisi ve abone grubu aynı kalmak kaydıyla, kullanım yerini değiştiren abonenin bir önceki kullanım yerine ait elektrik enerjisi tüketiminden kaynaklanan yükümlülüklerini yerine getirmesi zorunludur. Bu yükümlülükler yerine getirilmeden yeni bir perakende satış sözleşmesi imzalanamaz.
Abone, sözleşme kapsamında aldığı elektrik enerjisini bulunduğu abone grubu kapsamı dışında tüketemez.
Abone, sözleşme kapsamında aldığı elektrik enerjisini ölçme noktasından sonraki kendi elektrik tesisatından üçüncü şahıslara, Yönetmeliğin 20 nci maddesinin beşinci fıkrasında düzenlenen durum hariç, veremez/satamaz.
Madde 16- GİZLİLİK
Sözleşme tarafları, Yönetmelik ve bu sözleşme kapsamında muttali oldukları bilgilerden ilgili mevzuat veya diğer mevzuat kapsamında açıklamakla veya bildirmekle yükümlü olduğu bilgiler dışındakileri gizli tutmak için gerekli tedbirleri almak, söz konusu bilgileri lisansın sona ermesi ve iptali halinde dahi gizli tutmak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları ve/veya aynı sermaye grubuna ait olan tüzel kişiler dahil, üçüncü şahıslara Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde düzenlenen hususlar dışında açıklamamak ve kullanmamakla yükümlüdür.
Madde 17- SÖZLEŞMENİN SÜRESİ
İşbu sözleşme süresizdir.
İşbu sözleşme geçici kullanım amaçlı yapılmış olup süresi dayanak bağlantı anlaşmasında belirlenen süreyle sınırlıdır.
Madde 18- SÖZLEŞMENİN SONA ERMESİ ve FESHİ
Abone, sözleşmeyi, Şirkete yazılı olarak veya elektronik imzayla başvuruda bulunmak kaydıyla sona erdirebilir. Söz konusu başvuruda, sözleşmenin sona erdirilmek istendiği tarihe yer verilir. Bu tarihin olmadığı ya da tarih verilen başvurularda Şirket başvuruyu en geç üç iş günü içerisinde sonuçlandırır.
Birinci fıkrada belirtilen süre saklı kalmak kaydıyla talep edilen sonlandırma tarihinden sonraki elektrik tüketimleri, ilgili aboneye yansıtılamaz.
Şirket, lisansının iptal edilmesi ya da lisansının sona ermesi hallerinde işbu sözleşmeden kaynaklanan hak ve yükümlülüklerini ve uhdesindeki teminat ve güvence bedellerini aynı neviden Kurulca belirlenecek usul ve esaslara uygun olarak yeni görevli tedarik şirketine veya son kaynak tedarik şirketine devreder.
Abonenin iflasına karar verilmesi veya tasfiye memuru atanması hallerinde işbu sözleşme, mali sonuçları saklı kalmak kaydıyla sırasıyla iflas veya tasfiye memuru atandığı tarihte sona erer.
Abonenin, Şirket ile ikili anlaşma imzalaması dahil serbest tüketici olmaktan kaynaklanan tedarikçi seçme hakkını kullanması halinde, ilgili mevzuata göre yeni tedarikçiye geçişin gerçekleştiği tarihte işbu sözleşme, mali sonuçları saklı kalmak kaydıyla, kendiliğinden sona erer. Tedarikçi değiştirme nedeniyle abonenin elektriği kesilemez.
Sözleşmenin imzalanması amacıyla beyan edilen bilgilerin doğruluğuna ilişkin olarak, üçüncü bir şahıs tarafından Şirkete şikâyette bulunulması halinde, Şirket aboneye, sözleşmenin yapıldığı tarihteki beyanını kanıtlayıcı belgeyi/belgeleri on iş günü içerisinde sunmasını ve aksi halde sözleşmenin iptal edilerek elektriğinin kesileceğini bildirir.
Abonenin, sözleşmenin 9 uncu maddesinin yedinci fıkrasında öngörülen süre içinde Şirket’e başvurarak güncel borçlarını ödememesi veya Şirket tarafından belirlenen takvim dâhilinde ödemeyi taahhüt etmemesi halinde Şirket yazılı ihtarda bulunur. Bildirimi takip eden 15(onbeş) gün içinde borcun ödenmemesi veya geçerli ödeme taahhüdünde bulunulmaması halinde Şirket sözleşmeyi feshedebilir. Sözleşmenin feshi ile birlikte tüm borçlar muaccel hale gelir.
Taraflardan birisi Sözleşme hükümlerini ihlal ederse, diğer taraf ihlal edilen hükümlere aykırı davranışın ortadan kaldırmasını yazılı olarak ihtar eder. Söz konusu ihlal ile ihlalin ve sonuçlarının giderilmesine dair sözleşmede ya da sözleşmede yapılan atıfla ilgili mevzuatta ayrıca belirlenen bir usul bulunmaması halinde, ihlalin 15(onbeş) gün içinde ihlal eden tarafça ortadan kaldırılmasını ihtar eden taraf bu süre sonunda sözleşmeyi feshedebilir. Sözleşmenin feshi ile birlikte tüm borçlar muaccel hale gelir.
Sözleşme kapsamında ortaya çıkan borçlar, aksi belirtilmedikçe, vadesinde muaccel hale gelir.
Sözleşme kapsamında abonelik tesis edilen kullanım yeri için farklı bir kişi tarafından yeni bir abonelik başvurusu yapılması halinde Şirket, yeni başvuru sahibinin söz konusu kullanım yerinin kullanım hakkına sahip olduğunu belgelemesi halinde, sözleşmeyi, mali sonuçları saklı kalmak kaydıyla, fesheder.
Sözleşmenin feshi ya da sona ermesi halinde Şirket muaccel borçlarını sona erme ya da fesih tarihinde güncellenmiş güvence bedelinden tahsil ederek varsa kalan miktarı, abonenin ilk talebinde ödenmek veya verilmek üzere hazır bulundurur. Güvence bedelinden kalan miktar olmaması halinde alacağının tahsili amacıyla yasal yollara başvuru hakkı saklıdır.
Madde 19-FESHEDİLEN SÖZLEŞMENİN YENİLENMESİ
Yükümlülüğünü yerine getirmemesi nedeniyle Sözleşmesi feshedilen abonenin yükümlülüğünü fesih tarihinden sonra yerine getirmesi ve/veya birikmiş borçlarını gecikme zammı ile birlikte peşin ödemesi veya Şirket tarafından belirlenen takvim dâhilinde ödemeyi taahhüt etmesi halinde yeni bir sözleşme yapılarak ilgili mevzuata göre işlem tesis edilir. Sözleşmenin yenilenmesinin ardından abone, şirket tarafından belirtilen takvim dâhilinde ödemeyi taahhüt ettiği bedelin herhangi bir taksitini geciktirdiği takdirde, sözleşme başka bir bildirime gerek kalmaksızın feshedilebilir.
Madde 20- SÖZLEŞME GİDERLERİ
Sözleşme’nin imzalanmasından ve uygulanmasından doğan her türlü vergi (damga vergisi dâhil), resim, harç ve diğer yasal giderler abone tarafından karşılanır.
Madde 21- BİLDİRİM ADRESİ
Sözleşme kapsamında aboneye yapılacak olan bildirimler Yönetmelikte aksi öngörülmedikçe abonenin talep etmiş olduğu bildirim şekline göre yapılır. Abonenin e-fatura yükümlüsü olması durumunda e-fatura gönderimi tebliğ yerine geçer.
Sözleşme uyarınca yapılacak her türlü bildirim abonenin kullanım yerine yapılır. Kullanım yerine bildirim, ilgili evrakın varsa posta kutusuna yoksa bu amaçla teçhiz edilmiş mekana veya abonenin kolayca ulaşabileceği amaca matuf yere bırakılması suretiyle yapılır. Şirket bildirimlerin bırakılması hususunda gerekli dikkat ve özeni gösterir. Şirkete yapılacak bildirimler Şirket tarafından işbu sözleşmede belirtilen adrese yapılır. Abone tarafından Şirketin internet sitesinde her il için ilan edilen bildirim adresine yapılacak bildirimler geçerlidir. Bu bildirim ilgilisine tebligat sayılır.
Sözleşme uyarınca elektrik enerjisi ve/veya kapasite alan abonenin ayrı bir tebligat adresine tebligat talep etmesi halinde Şirket söz konusu adrese tebligat yapmakla mükelleftir. İşbu tebligatın ve ikinci bildirimin masrafına ilişkin olarak ilgili mevzuat çerçevesinde işlem tesis edilir.
Abonenin işbu sözleşme kapsamındaki bildirim adresinde bir değişiklik olması durumunda, adres değişikliği, adres değişikliği gerçekleşmeden en az üç iş günü öncesinde Şirkete yazılı olarak bildirilir. Şirketin adresinin değişmesi halinde ise bu durum değişikliği takip eden ilk ödeme bildiriminde belirtilir ve internet sitesinde derhal ilan edilir.
Dağıtım şirketinin bildirim adresindeki değişiklik, değişikliği takip eden ilk ödeme bildiriminde aboneye bildirilir.
Adres değişikliğinin bu madde hükümlerine göre karşı tarafa bildirilmemesi ya da kamuoyuna ilan edilmemesi halinde ilgili tarafın en son bildirdiği ya da ilan ettiği adrese yapılan bildirim geçerlidir.
Madde 22- UYUŞMAZLIKLARIN ÇÖZÜMÜ
Abone, sözleşmenin uygulanmasından doğacak ihtilaf ve şikayetlerini ilgili mevzuatta belirtilen süre içinde usulüne uygun olarak Şirketin tüketici hizmetleri merkezine yazılı veya internet aracılığıyla yapar. Başvuru, onbeş iş günü içerisinde ya da ilgili mevzuatta ayrıca düzenlenen süre içinde sonuçlandırılarak tesis edilen işlem abonenin talebine uygun usulde aboneye bildirilir.
Madde 23- MAHKEMELERE BAŞVURU
Tarafların sözleşmenin uygulanmasından doğacak uyuşmazlıklar için görevli ve yetkili mahkemelere /Tüketici Hakem Heyetlerine başvuru hakkı saklıdır.
Sözleşme kapsamında ............................. Mahkemeleri ve icra daireleri yetkilidir.
Madde 24- ÖZEL HUSUSLAR
Taraflar, ilgili mevzuata aykırı olmamak koşuluyla aboneye kolaylık sağlayacak özel hususlara EK-3’te yer verebilir.
Madde 25- SÖZLEŞME BÜTÜNLÜĞÜ
Sözleşme, tarihi ve kullanıcı numarası EK-1’de belirtilen Bağlantı Anlaşmasıyla bir bütündür.
Sözleşme, ekleriyle ve dipnotlarla bir bütün olup birlikte yorumlanır ve uygulanır.
İlgili mevzuata göre yeni bir sözleşme yapılmasını gerektiren haller dışında işbu sözleşme eklerinde yer verilen bilgi veya belgelerde değişiklik meydana gelmesi halinde sözleşme feshedilmeksizin veya sona erdirilmeksizin ekler güncellenir.
Madde 26- MEVZUATA UYGUNLUK
Taraflar ilgili mevzuat hükümlerine uymakla yükümlüdür.
Taraflar Sözleşme ile ilgili mevzuat ve yapılan tüm değişikliklere uymayı kabul ve taahhüt eder.
Madde 27- SÖZLEŞMENİN İMZALANMASI ve YÜRÜRLÜĞE GİRMESİ
İşbu sözleşme taraflarca, 27 (yirmiyedi) madde ve ekleriyle birlikte .... (.....) sayfadan ibaret olarak ...../......./........ tarihinde tek nüsha olarak imzalanmış ve imzalandığı tarihten itibaren yürürlüğe girmiştir. Ancak işbu sözleşme son kaynak tedariği kapsamında ise elektrik enerjisi ve/veya kapasite temininin başladığı tarihten itibaren yürürlüğe girer.
Sözleşmenin aslı Şirket uhdesinde muhafaza edilir. Sözleşmenin Şirketçe “aslının aynıdır” ibaresiyle onaylanmış bir sureti imza anında, aboneye verilir.
EKLER:
Taraflara, Kullanım Yerine ve Sayaç ve/veya Ölçüm Sistemlerine İlişkin Bilgiler ( Bağlantı anlaşmasının ilgili verileri dahil)
Güvence bedeli bilgileri ile Sözleşme giderleri
Özel Hususlar
ŞİRKET ABONE
(imza) (kaşe) (imza) (varsa kaşe)
EK-1 TARAFLARA, KULLANIM YERİNE ve SAYAÇ VE/VEYA ÖLÇÜM SİSTEMLERİNE İLİŞKİN BİLGİLER
KULLANIM YERİNE İLİŞKİN BİLGİLER
Bağlantı Seviyesi : AG / YG
Bağlantı Anlaşması Tarihi : ................
Bağlantı Anlaşması Kullanıcı No : ................
Bağlantı Anlaşması Tesisat No : ................
Bağlantı Anlaşmasındaki;
Kurulu gücü : ....... kW
Bağlantı gücü : ........kW (cos φ=1, kullanma faktörü 0,60 alınır.)
Anlaşma gücü (Sözleşme gücü) : ........kW (Tüketici tarafından talep edilen güç)
SAYAÇ VE/VEYA ÖLÇÜM SİSTEMLERİ BİLGİLERİ
ABONEYE İLİŞKİN BİLGİLER
Abone (Tüketici) Adı-Soyadı / Unvanı : ..........
Gerçek Kişi (Yabancı) Pasaport / muadil belge no:
.............................................
Gerçek Kişi (Vatandaş) TCKN : _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
Ticaret Sicil No :
Ticaret Sicil memurluğu :
Vergi Dairesi :
Vergi No :
Ticari Ünvanı :
Tüzel Kişi
Ticaret Sicil No :
Ticaret Sicil memurluğu :
Vergi Dairesi :
Vergi No :
Ticari Ünvanı :
Tesis/Kullanım Yeri Adresi : ...................................................................
Bildirim adresi: ................................. (Tüketici tarafından talep edilmesi halinde)
Tel No : ..........
GSM No : ..........
Faks No : ..........
e-posta adresi : ...........
Faturalarımın kısa mesajla bildirilmesini istiyorum
Faturalarımın e-posta ile bildirilmesini istiyorum
Abonenin kullanım yerini hangi sıfatla kullandığı : Malik/Kiracı/............
Abone Tüzel Kişi ise Yetkilisinin/Temsilcisinin
Adı Soyadı : .........
TC Kimlik Numarası : ...........
Abone (Tüketici) No : ..........
Abone Grubu :
UNIPEDE Kodu : ..........
Uygulanacak Tarife Grubu : ...........
Uygulanacak Tarife : Perakende Satış Tarifesi / Son Kaynak Tedarik Tarifesi
Tarife Sınıfı: Tek Terimli / Çift Terimli
Tarife Zamanı: Tek Zamanlı / Çok Zamanlı
Tüketim Dönemi:.................
ŞİRKET BİLGİLERİ
Ticari Ünvanı :
Ticari İşletme Adı :
Ticaret Sicil No :
Ticaret Sicil memurluğu :
Vergi Dairesi :
Vergi No :
Lisans No : ..........
Adres : ..........
Tel No : ..........
Faks No : ..........
İnternet adresi : ..........
e-posta adresi : ..........
EK- 2
GÜVENCE BEDELİ BİLGİLERİ
Muaf
Güvence bedeline esas güç : ................ kW
Güvence birim bedeli : ................ TL
Güvence bedeli tutarı : ................ TL
Zamlı uygulama farkı : ................
Güvence bedelini ödeme şekli :
Nakit Banka kati ve süresiz teminat mektubu
Güvence bedeli makbuz tarih ve numarası : ......................
Teminat mektubunu keşide eden Banka Adı – Şubesi : ...............
Güvence bedeli takside bağlanmış ise;
Peşin alınan miktar : ................. TL
Kalan miktar : .................. TL
Taksit adedi : ................ Ay
SÖZLEŞME GİDERLERİ BİLGİLERİ
İşbu sözleşme gideri olarak ........................ (Damga vergisi bedeli olarak ) TL
aboneden tahsil edilmiştir.
EK- 3 ÖZEL HUSUSLAR
İşbu Sözleşmenin 25. maddesine istinaden aşağıdaki özel hususlar ek hüküm babında taraflarca kararlaştırılmıştır.
...
ZEYİLNAME (SERİ 1)
İşbu zeyilname .../..../.......... tarihli ve ......................... sayılı Perakende Satış Sözleşmesinin eki ve ayrılmaz bir parçasıdır.
İşbu zeyilname fark güvence bedeli uygulaması amacıyla yapılmıştır.
İşbu zeyilname kapsamındaki fark güvence bedeli;
En yüksek iki aylık tüketime göre güncelleme
Güç artışı nedeniyle güncelleme
Diğer ( .................................................
Güvence bedeline esas güç : ................ kW
Güvence birim bedeli : ................ TL
Güvence bedeli tutarı : ................ TL
Zamlı uygulama farkı : ................
Güvence bedelini ödeme şekli : .................
Nakit Banka kati ve süresiz teminat mektubu
Güvence bedeli makbuz tarih ve numarası : ......................
Teminat mektubunu keşide eden Banka Adı – Şubesi : ...............
Güvence bedeli takside bağlanmış ise;
Peşin alınan miktar : ................. TL
Kalan miktar : .................. TL
Taksit adedi : ................ Ay
ŞİRKET ABONE
Sayacın | Aktif | Reaktif(Endüktif) | Reaktif (Kapasitif)
Seri No
Markası
Sözleşme başlangıç endeksleri | T-
T1-
T2-
T3-
Sayacı Besleyen ATO
Sayacı Besleyen GTO
Tahakkuk Sayaç Çarpanı
Tahakkuk Demant Çarpanı |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5391b5ff46586.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10847-1 Karar Tarihi : 17/03/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 17/03/2022 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Dairesi Başkanlığının 15.03.2022 tarihli ve E-13316568-110.99-394996 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 30/09/2021 tarihli ve 10442-2 sayılı Kurul Kararı’nın yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
KURUL KARARI
Karar No : 10847-2 Karar Tarihi : 17/03/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 17/03/2022 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 9 uncu maddesinin birinci fıkrası ile 23 üncü maddesinin üçüncü fıkrasının (a) bendi çerçevesinde aşağıdaki “Önlisans Süreleri ile Tesis Tamamlanma Tarihinin Belirlenmesinde Referans Alınacak İnşaat Süreleri”nin kabul edilerek Resmî Gazetede yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
ÖNLİSANS SÜRELERİ İLE TESİS TAMAMLANMA TARİHİNİN BELİRLENMESİNDE REFERANS ALINACAK İNŞAAT SÜRELERİ
Önlisans süresi olarak;
DSİ tarafından ilan edilen Tablo-4 projeleri haricindeki rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri ile yerli veya ithal kömür yakıtlı termik üretim tesisleri için 36 (otuzaltı) ay,
Diğer üretim tesisleri için aşağıdaki tabloda yer alan referans süreler,
uygulanır.
2. Üretim tesisleri için lisanslara derç edilecek inşaat süresine esas olmak üzere aşağıdaki referans süreler esas alınır.
a) Termik Üretim Tesisleri:
[l]Kombine çevrim kombinasyonundan oluştuğu halde, kazan ve/veya buhar türbininden ara buhar alınması yoluyla kojenerasyon olarak da hizmet vermesi planlanan üretim tesisleri için kombine çevrim üretim tesislerine uygulanan süreler esas alınır.
[2] Nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerine ilişkin üretim lisanslarında, bulunması halinde ilgili uluslararası anlaşmada öngörülen inşaat süreleri esas alınarak belirlenir. Diğer hallerde ise Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından görüş alınmak suretiyle, Kurul tarafından belirlenir.
b) Hidroelektrik Üretim Tesisleri:
[4] DSİ tarafından ilan edilen Tablo-4 projeleri hakkında “kanal tipi” üretim tesislerine uygulanan inşaat süreleri esas alınır. “Pompaj Depolamalı HES”ler için “rezervuarlı” üretim tesislerine uygulanan inşaat süreleri esas alınır.
c) Diğer Yenilenebilir Kaynaklara Dayalı Üretim Tesisleri:
d) Üretim lisansı başvuruları kapsamında; kurulması planlanan elektrik depolama ünitesi/üniteleri için ayrıca inşaat süresi verilmez.
e) Mevcut üretim lisansları kapsamındaki üretim tesislerine bütünleşik elektrik depolama ünitesi /üniteleri kurulması durumunda; üretim tesisinin işletmede olup olmadığına bakılmaksızın, kurulması planlanan depolama ünitesi/üniteleri için elektrik depolama ünite sayısı ve kurulu güçlerinden bağımsız olarak 18 (onsekiz) ay inşaat süresi, tesis tamamlanma süresi olarak verilir.
3. Elektriksel kurulu güç artışı kapsamında yapılacak lisans tadillerinde, kapasite artışı, lisansa derç edilen mevcut ünite/ünitelerin revizyonu kapsamında ise lisansa derç edilmiş başlangıç tarihi geçerli olmak üzere yeni güç aralığındaki süre verilerek lisansa derç edilmiş süreler tadil edilir. Kapasite artışının mevcut ünite/üniteler haricinde tevsi yatırım şeklinde talep edilmesi halinde ise münhasıran tevsi yatırımına konu kurulu güç için; bu güce karşılık gelen inşaat süresinin tamamı ile ayrıca talep edilmesi halinde inşaat öncesi işlemlerin yapılabilmesi için Kurul tarafından uygun görülecek sürenin toplamı, tadile ilişkin Kurul karar tarihi başlangıç olmak üzere sadece tevsi yatırıma konu ünite/üniteler için tesis tamamlanma süresi olarak verilebilir. İşletmedeki ünite/ünitelerin değiştirilmesi suretiyle yenilenmesi çerçevesinde yapılacak tadillerde, değişime konu kurulu güce karşılık gelen inşaat süresi tesis tamamlanma süresi olarak verilir.
4. Destekleyici kaynaklı ve birlikte yakmalı elektrik üretim tesisleri hariç birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin önlisans veya üretim lisansı başvurularında bu Kurul Kararı kapsamındaki süreler, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden belirlenir.
5. Mevcut önlisanslar kapsamındaki üretim tesisi projelerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında, ana kaynak ve yardımcı kaynağın kurulu güçleri toplanarak ana kaynağa göre bu Kurul Kararında belirlenen eşik sürenin aşılması halinde aradaki fark mevcut önlisans süresine eklenir.
6. Mevcut üretim lisansları kapsamındaki üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında; üretim tesisinin işletmede olmaması durumunda, ana kaynak ve yardımcı kaynağın kurulu güçleri toplanarak ana kaynağa göre bu Kurul Kararında belirlenen eşik sürenin aşılması halinde aradaki fark mevcut tesis tamamlanma süresine eklenir.
7. Mevcut üretim lisansları kapsamındaki üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında; üretim tesisinin kısmen veya tamamen işletmede olması halinde, lisanlara eklenecek yardımcı kaynaklar için lisansa derç edilecek inşaat süresi olarak ikinci maddede belirtilen ilgili yardımcı kaynağın referans süresi esas alınır.
8. Tedarik lisansları kapsamında kurulması planlanan müstakil elektrik depolama tesisleri için 18 (onsekiz) ay inşaat süresi, tesis tamamlanma süresi olarak verilir. Bu süre, söz konusu lisansa eklenecek her bir elektrik depolama tesisi için ayrıca uygulanır.
Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | Önlisans Süresi (Ay)
P≤5 24
5<P≤50 30
50<P 36
Üretim Tesisi Tipi | Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | İnşaat Süresi (Ay)
Basit Çevrim Motor | P≤10 18
Basit Çevrim Motor 10<P≤50 21
Basit Çevrim Motor 50<P≤100 24
Basit Çevrim Motor 100<P 30
Basit Çevrim Gaz Türbini | P≤10 21
Basit Çevrim Gaz Türbini 10<P≤50 27
Basit Çevrim Gaz Türbini 50<P≤250 30
Basit Çevrim Gaz Türbini 250<P≤500 36
Basit Çevrim Gaz Türbini 500<P 42
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | P≤10 24
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 10<P≤50 30
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 50<P≤250 36
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 250<P≤500 42
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 500<P 48
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | P≤50 38
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 50<P≤250 42
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 250<P≤500 48
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 500<P 54
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | P≤50 38
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 50<P≤250 42
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 250<P≤500 46
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 500<P 54
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | P≤50 38
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | 50<P≤250 44
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | 250<P≤500 54
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | 500<P 66
Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri[2] | - | -
Üretim Tesisi Tipi | Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | İnşaat Süresi (Ay)
Kanal Tipi | P≤50 38
Kanal Tipi 50<P≤100 44
Kanal Tipi 100<P 60
Üretim Tesisi Tipi | Gövde Hacmi [Vg(m3)] | İnşaat Süresi (Ay)
Rezervuarlı [4] | Vg≤1.000.000 42
Rezervuarlı [4] | 1.000.000<Vg≤5.000.000 54
Rezervuarlı [4] | 5.000.000<Vg ≤7.500.000 60
Rezervuarlı [4] | 7.500.000<Vg≤10.000.000 66
Rezervuarlı [4] | 10.000.000<Vg 72
Üretim Tesisi Tipi | Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | İnşaat Süresi (Ay)
Rüzgâr | P≤10 22
Rüzgâr 10<P≤50 30
Rüzgâr 50<P≤100 38
Rüzgâr 100<P 46
Jeotermal | P≤50 38
Jeotermal 50<P 46
Biyogaz/Biyokütle | P≤10 24
Biyogaz/Biyokütle 10<P≤50 30
Biyogaz/Biyokütle 50<P 38
Güneş/Hidrojen Enerjisi | P≤10 22
Güneş/Hidrojen Enerjisi 10<P≤50 30
Güneş/Hidrojen Enerjisi 50<P 36
Dalga/Gel-Git | P≤10 18
Dalga/Gel-Git 10<P≤50 30
Dalga/Gel-Git 50<P 38 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_53b5675235351.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 66/C maddesinin birinci, üçüncü, beşinci ve altıncı fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Gün içi piyasasına saatlik kontratlar için teklif sunulabilir. Saatlik kontratlar için sunulan teklifler bölünebilir.
(3) Gün içi piyasası teklifleri farklı kontratlar için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Gün içi piyasasında sunulabilecek minimum fiyat adımları Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla duyurulur. Teklif miktarları lot cinsinden 1 lot ve katları olacak şekilde bildirilir. Daha iyi fiyat, satış tekliflerinde daha düşük fiyatı, alış tekliflerinde ise daha yüksek fiyatı ifade eder.
(5) Katılımcılar, aşağıda belirtilen teklif opsiyonlarını kullanabilir:
a) Standart: Sunulduğu anda kısmen ya da tamamen eşleşebilen, tamamen eşleşmediği takdirde kapı kapanış zamanına kadar geçerli olan tekliflerdir.
b) Süreli: Kapı kapanış zamanını aşmaması koşuluyla piyasa katılımcıları tarafından belirlenen süre boyunca eşleşme için teklif defterinde bekleyen tekliflerdir.
c) Tamamını eşle veya yok et (TEYE): Sunulduğu anda teklif defterinde var olan teklifler ile tamamen eşleşebilen, tamamen eşleşmez ise teklif defterinden çıkarılan tekliflerdir.
ç) Olanı eşle ve yok et (OEYE): Sunulduğu anda teklif defterinde var olan teklifler ile tamamen veya kısmen eşleşebilen, kalan miktarı teklif defterinden çıkarılan tekliflerdir.
d) Fiyat seviyeli: Seviyeli olarak sunulabilen tekliflerdir. Fiyat seviyeli tekliflerde önce birinci seviye teklif, teklif defterinde yer alır. Teklif defterinde yer alan her bir seviyedeki teklifin tamamı eşleştikten sonra takip eden seviyedeki teklifler sırasıyla teklifin tamamı eşleşene kadar ya da teklifin geçerlilik süresi sona erene kadar teklif defterinde yer alır. Alış yönlü fiyat seviyeli tekliflerde her seviye için girilen fiyat bir önceki seviyedeki teklifin fiyatına eşit veya düşük, satış yönlü fiyat seviyeli tekliflerde ise her seviye için girilen fiyat bir önceki seviyedeki teklifin fiyatına eşit veya yüksek olacak şekilde sunulur. Fiyat seviyeli tekliflerde seviye sayısı ve her bir seviye için girilebilecek en düşük miktar Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek en az on gün öncesinden PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
e) Zaman seviyeli: Her seviyede miktar sabit olmak kaydıyla zamana göre seviyelendirilerek sunulabilen tekliflerdir. Birinci seviyeden sonraki her bir seviye için aktif olma zamanı girilir. Alış yönlü zaman seviyeli tekliflerde her seviye için girilen fiyat bir önceki seviyedeki teklifin fiyatından yüksek, satış yönlü zaman seviyeli tekliflerde ise her seviye için girilen fiyat bir önceki seviyedeki teklifin fiyatından düşük olacak şekilde sunulur. Seviye sayısı ve seviyeler arasındaki en yakın güncelleme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek en az on gün öncesinden PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
f) Buzdağı: Toplam teklif miktarı ve seviye miktarı girilerek sunulabilen tekliflerdir. Toplam miktarın seviye miktarına göre seviye sayısı hesaplanır. Buzdağı tekliflerde önce birinci seviye teklif, teklif defterinde yer alır. Teklif defterinde yer alan her bir seviyedeki teklif eşleştikten sonra takip eden seviyedeki teklifler sırasıyla teklifin tamamı eşleşene kadar ya da teklifin geçerlilik süresi sona erene kadar teklif defterinde yer alır. Her bir seviyesi aktif olduğunda teklifin ilgili seviyesi yeni bir zaman damgası alır. Buzdağı teklifinin öncelikli olması durumunda eşleşme fiyatı her seviye için buzdağı teklifinin fiyatına eşit olacaktır. Buzdağı tekliflerinde toplam miktar ve seviye miktarı için girilebilecek en düşük ve en yüksek miktarlar Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek en az on gün öncesinden PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
(6) Gün içi piyasası teklifleri için fiyat alt ve üst limitleri Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda belirtilen fiyat limitlerinin en düşüğü ve en yükseğinin, pozitif ve negatif dengesizlik katsayıları ile çarpılması suretiyle belirlenir. Fiyat alt ve üst limiti PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 66/D maddesi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 66/E maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(4) Sunduğu tekliflerle gün içi piyasası işletiminde aksaklıkların yaşanmasına veya sistemde aşırı yük oluşmasına neden olan piyasa katılımcıları hakkında uygulanacak tedbirlere dair hususlar Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanan ve internet sitesinde yayımlanan Gün İçi Piyasasında Sunulan Tekliflerin Teknik Gerekliliklerine Dair Yöntemde düzenlenir.”
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğin 66/F maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve ikinci fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır.
“(1) Piyasa katılımcılarının tüm teklif bölgeleri için gün içi piyasasına sundukları tekliflerin aktif olarak kaydedilmesini takiben ilgili teklif bölgesinde aynı saatlik kontrat için eşit veya daha iyi fiyata sahip saatlik karşı tekliflerin olması durumunda;
a) Karşı teklif eşit miktarda ise tamamen eşleşme,
b) Karşı teklif eşit miktarlı değil ise eşleşme miktarı en düşük miktarlı teklifin miktarına eşit olacak şekilde kısmen eşleşme
gerçekleştirilir. Gerçekleşen işlemin fiyatı, teklif defterine önce girilen teklifin fiyatıdır.”
MADDE 5- Aynı Yönetmeliğin 66/G maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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, Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili kontratlar askıya alınabilir ve söz konusu durumların sona ermesi halinde kapı kapanış zamanı geçmemiş askıya alınan kontratlar tekrar işleme açılabilir. PYS bakım zamanları başlama ve sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün içi piyasası katılımcılarına duyurulur.”
MADDE 6- Aynı Yönetmeliğin 66/H maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Gün içi piyasası katılımcılarına, ticari işlem onaylarına ilişkin bildirimlerde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için bildirimden sonra en geç kapı kapanış zamanından 5 dakika sonrasını geçmemek kaydıyla 15 dakika süre tanınır. Yapılan itiraza Piyasa İşletmecisi tarafından kapı kapanış zamanından 10 dakika sonrasını geçmemek kaydıyla 20 dakika içerisinde cevap verilir.
(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.
(3) Piyasa İşletmecisinden kaynaklanan bir hatanın, yapılan itirazlar üzerine veya resen, tespit edilmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından teknik imkanlar dahilinde aşağıdaki şekilde düzeltme işlemi gerçekleştirilir:
a) Hatanın eşleşme fiyatına ilişkin olması durumunda eşleşme fiyatı olarak ilgili kontratın ait olduğu saate ilişkin PTF dikkate alınır.
b) Hatanın eşleşme miktarına ilişkin olması durumunda eşleşme iptal edilir.
c) Düzeltme işleminin mümkün olmaması durumunda eşleşme iptal edilir.
(4) Yapılan düzeltme sonucunda, piyasa katılımcılarına yapılması gereken ya da piyasa katılımcılarının yapması gereken ödeme, kontrata ait avans dönemine ilişkin avans ödeme bildiriminde yer alır.
(5) Yapılan itiraz, Piyasa İşletmecisi tarafından kabul edilmediği sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. İtiraz süresinin tamamlanmasından sonra ticari işlem onayları sözleşme niteliği kazanır.
(6) Bir kontrata ait ticari işlem onaylarına ilişkin itiraz olması durumunda, Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek ilgili kontratı askıya alabilir.
(7) Piyasa İşletmecisi tarafından kabul edilmeyen itiraz başına 1.000 TL ücret, katılımcının gün içi piyasası işletim ücretine ilave edilir. İtirazlar neticesinde toplanan ücret, gün içi piyasası işletim ücreti değişken payından düşülür.”
MADDE 7- Aynı Yönetmeliğin 132/E maddesinin beşinci fıkrasının (ç) ve (d) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“ç) Piyasa katılımcısının adına PYS’ de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları, katılımcının teminat seviyesinin saat 11:00 itibarıyla sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününden 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. Yapılan işlem hakkında piyasa işletmecisinin internet sitesinden bilgilendirme yapılır. Bu piyasa katılımcısının piyasa işletmecisine karşı tüm mali yükümlülüklerini tamamlamasını takip eden üç fatura dönemi için portföyüne serbest tüketici kaydetmesine izin verilmez. Söz konusu piyasa katılımcısı hakkında ivedilikle Kuruma bilgi verilir ve Kanunun 16 ncı maddesi çerçevesinde işlem tesis edilir.
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, portföye düşüş tarihinden itibaren Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili dağıtım şirketine veya TEİAŞ’a yapılan bildirimi takip eden ikinci iş günü dahil olmak üzere belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.”
MADDE 8- Aynı Yönetmeliğin 132/G maddesinin birinci fıkrasının (c) ve (ç) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“c) Piyasa katılımcısının adına PYS’de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları;
1) Lisansının kendiliğinden sona erdiği tarihten,
2) Lisansın iptal edilmesine veya piyasa katılımcısının talebi üzerine sona erdirilmesine ilişkin Kurul Kararının piyasa işletmecisine bildirildiği tarihten
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, portföye düşüş tarihinden itibaren Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili dağıtım şirketine veya TEİAŞ’a 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 portföye düşüş tarihinden itibaren kayıtların silindiği tarihe kadar belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.”
MADDE 9- Aynı Yönetmeliğin 133 üncü maddesinin birinci ve üçüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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, Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik hükümleri uyarınca hesaplanan LÜYTOB değerine ilişkin olması halinde ilgili görevli tedarik şirketine, diğer durumlarda Piyasa İşletmecisine faturanın tebliğ tarihinden itibaren 60 gün içinde yazılı olarak yapılır. İtiraz başvurularında, itiraz sebeplerinin belirtilmesi zorunludur.
(3) Yapılan itirazın veriş-çekiş ölçüm değerlerine, 17 nci maddenin ikinci fıkrası uyarınca oluşturulan kategorilerin toplam tüketim değerlerine veya LÜYTOB 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) Piyasa İşletmecisi TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından kendisine sonuçları yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilen itirazları 5 iş günü içerisinde sonuçlandırır ve gerekli düzeltme işlemi yapılır. Yapılan düzeltme piyasa katılımcısına yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.
c) Piyasa İşletmecisi, görevli tedarik şirketleri tarafından LÜYTOB değerlerine ilişkin yazılı olarak veya PYS üzerinden kendisine bildirilen sonuçlara göre gerekli düzeltme işlemini 134 üncü madde hükümleri kapsamında yapar. Yapılan düzeltme ilgili görevli tedarik şirketine yazılı olarak veya PYS üzerinden bildirilir.”
MADDE 10- Bu Yönetmelik 1/1/2024 tarihinde 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- | 16/5/2017 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
27- | 19/11/2022 32018
28- | 28/02/2023 32118 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_542796af81351.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12280 Karar Tarihi: 21/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 21/12/2023 tarihli toplantısında; Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin 2024 yılı piyasa işletim gelir tavanının aşağıda yer aldığı şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Piyasa İşletim Gelir Tavanı – Elektrik Piyasası Payı (2230,12 TÜFE) | 997.243.456
Piyasa İşletim Gelir Tavanı – Doğal Gaz Piyasası Payı (2230,12 TÜFE) | 41.983.718 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5465ba2a50268.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9394 Karar Tarihi : 18/06/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 18/06/2020 tarihli toplantısında;
A) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 9 uncu maddesi ile 23 üncü maddesi kapsamında elektrik piyasasında üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere verilecek önlisans süreleri ile bu tüzel kişilerin üretim lisanslarına derç edilecek inşaat sürelerinin belirlenmesi amacıyla "Önlisans Süreleri ile Tesis Tamamlanma Tarihinin Belirlenmesinde Referans Alınacak İnşaat Süreleri"ne ilişkin olarak aşağıdaki hükümlerin uygulanmasına,
ÖNLİSANS SÜRELERİ İLE TESİS TAMAMLANMA TARİHİNİN BELİRLENMESİNDE REFERANS ALINACAK İNŞAAT SÜRELERİ
Önlisans süresi olarak;
DSİ tarafından ilan edilen Tablo-4 projeleri haricindeki rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri ile yerli veya ithal kömür yakıtlı termik üretim tesisleri için 36 (otuzaltı) ay,
Diğer üretim tesisleri için aşağıdaki tabloda yer alan referans süreler,
uygulanır.
2. Üretim tesisleri için lisanslara derç edilecek inşaat süresine esas olmak üzere aşağıdaki referans süreler esas alınır.
a) Termik Üretim Tesisleri:
[l]Kombine çevrim kombinasyonundan oluştuğu halde, kazan ve/veya buhar türbininden ara buhar alınması yoluyla kojenerasyon olarak da hizmet vermesi planlanan üretim tesisleri için kombine çevrim üretim tesislerine uygulanan süreler esas alınır.
[2] Nükleer enerjiye dayalı üretim tesislerine ilişkin üretim lisanslarında, bulunması halinde ilgili uluslararası anlaşmada öngörülen inşaat süreleri esas alınarak belirlenir. Diğer hallerde ise Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığından görüş alınmak suretiyle, Kurul tarafından belirlenir.
b) Hidroelektrik Üretim Tesisleri:
[3] DSİ tarafından ilan edilen Tablo-4 projeleri hakkında “kanal tipi” üretim tesislerine uygulanan inşaat süreleri esas alınır. “Pompaj Depolamalı HES”ler için “rezervuarlı” üretim tesislerine uygulanan inşaat süreleri esas alınır.
c) Diğer Yenilenebilir Kaynaklara Dayalı Üretim Tesisleri:
3. Elektriksel kurulu güç artışı kapsamında yapılacak lisans tadillerinde, kapasite artışı, lisansa derç edilen mevcut ünite/ünitelerin revizyonu kapsamında ise lisansa derç edilmiş başlangıç tarihi geçerli olmak üzere yeni güç aralığındaki süre verilerek lisansa derç edilmiş süreler tadil edilir. Kapasite artışının mevcut ünite/üniteler haricinde tevsi yatırım şeklinde talep edilmesi halinde ise münhasıran tevsi yatırımına konu kurulu güç için; bu güce karşılık gelen inşaat süresinin tamamı ile ayrıca talep edilmesi halinde inşaat öncesi işlemlerin yapılabilmesi için Kurul tarafından uygun görülecek sürenin toplamı, tadile ilişkin Kurul karar tarihi başlangıç olmak üzere sadece tevsi yatırıma konu ünite/üniteler için tesis tamamlanma süresi olarak verilebilir. İşletmedeki ünite/ünitelerin değiştirilmesi suretiyle yenilenmesi çerçevesinde yapılacak tadillerde, değişime konu kurulu güce karşılık gelen inşaat süresi tesis tamamlanma süresi olarak verilir.
4. Destekleyici kaynaklı ve birlikte yakmalı elektrik üretim tesisleri hariç birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerine ilişkin önlisans veya üretim lisansı başvurularında bu Kurul Kararı kapsamındaki süreler, ana kaynak ve yardımcı kaynak kurulu güçleri toplanarak ana kaynak üzerinden belirlenir.
5. Mevcut önlisanslar kapsamındaki üretim tesisi projelerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında, ana kaynak ve yardımcı kaynağın kurulu güçleri toplanarak ana kaynağa göre bu Kurul Kararında belirlenen eşik sürenin aşılması halinde aradaki fark mevcut önlisans süresine eklenir.
6. Mevcut üretim lisansları kapsamındaki üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında; üretim tesisinin işletmede olmaması durumunda, ana kaynak ve yardımcı kaynağın kurulu güçleri toplanarak ana kaynağa göre bu Kurul Kararında belirlenen eşik sürenin aşılması halinde aradaki fark mevcut tesis tamamlanma süresine eklenir.
7. Mevcut üretim lisansları kapsamındaki üretim tesislerinin birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisine dönüştürülmesi kapsamında; üretim tesisinin işletmede olması halinde, lisanlara eklenecek yardımcı kaynaklar için 3 üncü maddede belirtilen tevsi yatırımlara ilişkin hükümler uygulanır.
B) 21/11/2013 tarihli ve 4711 sayılı Kurul Kararının yürürlükten kaldırılmasına,
karar verilmiştir.
Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | Önlisans Süresi (Ay)
P≤5 24
5<P≤50 30
50<P 36
Üretim Tesisi Tipi | Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | İnşaat Süresi (Ay)
Basit Çevrim Motor | P≤10 18
Basit Çevrim Motor 10<P≤50 21
Basit Çevrim Motor 50<P≤100 24
Basit Çevrim Motor 100<P 30
Basit Çevrim Gaz Türbini | P≤10 21
Basit Çevrim Gaz Türbini 10<P≤50 27
Basit Çevrim Gaz Türbini 50<P≤250 30
Basit Çevrim Gaz Türbini 250<P≤500 36
Basit Çevrim Gaz Türbini 500<P 42
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | P≤10 24
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 10<P≤50 30
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 50<P≤250 36
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 250<P≤500 42
Kojenerasyon
(Katı/Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 500<P 48
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | P≤50 38
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 50<P≤250 42
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 250<P≤500 48
Kombine Çevrim [1]
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 500<P 54
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | P≤50 38
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 50<P≤250 42
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 250<P≤500 46
Konvansiyonel
(Sıvı/Gaz Yakıtlı Tesisler) | 500<P 54
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | P≤50 38
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | 50<P≤250 44
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | 250<P≤500 54
Akışkan Yatak, Konvansiyonel, Süper Kritik PC
(Katı/Fosil/Yakıt Tesisler) | 500<P 66
Nükleer enerjiye dayalı üretim tesisleri[2] | - | -
Üretim Tesisi Tipi | Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | İnşaat Süresi (Ay)
Kanal Tipi | P≤50 38
Kanal Tipi 50<P≤100 44
Kanal Tipi 100<P 60
Üretim Tesisi Tipi | Gövde Hacmi [Vg(m3)] | İnşaat Süresi (Ay)
Rezervuarlı [3] | Vg≤1.000.000 42
Rezervuarlı [3] | 1.000.000<Vg≤5.000.000 54
Rezervuarlı [3] | 5.000.000<Vg ≤7.500.000 60
Rezervuarlı [3] | 7.500.000<Vg≤10.000.000 66
Rezervuarlı [3] | 10.000.000<Vg 72
Üretim Tesisi Tipi | Kurulu Güç (P) Aralığı (MWm) | İnşaat Süresi (Ay)
Rüzgâr | P≤10 22
Rüzgâr 10<P≤50 30
Rüzgâr 50<P≤100 38
Rüzgâr 100<P 46
Jeotermal | P≤50 38
Jeotermal 50<P 46
Biyogaz/Biyokütle | P≤10 24
Biyogaz/Biyokütle 10<P≤50 30
Biyogaz/Biyokütle 50<P 38
Güneş/Hidrojen Enerjisi | P≤10 22
Güneş/Hidrojen Enerjisi 10<P≤50 30
Güneş/Hidrojen Enerjisi 50<P 36
Dalga/Gel-Git | P≤10 18
Dalga/Gel-Git 10<P≤50 30
Dalga/Gel-Git 50<P 38 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_54c45b6261915.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10376 Karar Tarihi: 26.08.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26.08.2021 tarihli toplantısında;
23/07/2020 tarihli ve 9457 sayılı Kurul Kararı ile belirlenen Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destekleme Mekanizması (YEKDEM) başvuruları kapsamında elektronik ortamda oluşacak “Başvuru Dilekçesi ve Bilgi Formu” formatının yürürlükten kaldırılmasına,
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik’in 5 inci maddesinin birinci fıkrası uyarınca ekte yer alan YEKDEM başvuruları kapsamında elektronik ortamda oluşacak “Başvuru Dilekçesi ve Bilgi Formu” formatının kabul edilmesine,
karar verilmiştir.
EK- Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destekleme Mekanizması başvuruları kapsamında elektronik ortamda oluşacak Başvuru Dilekçesi ve Bilgi Formu.
BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU BAŞKANLIĞINA
(Elektrik Piyasası Dairesi Başkanlığı)
.... adına kayıtlı .... numaralı üretim lisansı kapsamında 6446 sayılı Kanun ve 5346 sayılı Kanunun ilgili hükümleri ve ilgili mevzuatı kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üretmekteyiz. Üretim lisansı kapsamındaki üretimimizin ... yılı için YEK Destekleme Mekanizması (YEKDEM) kapsamına alınması için başvuru yapmaktayız.
Başvurumuzun kabulünü ve lisans kapsamındaki üretimimizin YEKDEM kapsamında değerlendirilmesi için gereğini tensiplerinize arz ederiz.
Lisans sahibi adına başvuru yapmaya yetkili
Kişinin Adı-Soyadı
Ek:
Bilgi Formu
BİLGİ FORMU
Lisans No :
Lisans Sahibi Tüzel Kişi :
Tesis Adı :
Ana Kaynak Türü :
Ana Tesis Tipi :
Yardımcı Kaynak Türü :
Ana Kaynak Kurulu Gücü (MWm) :
Ana Kaynak Kurulu Gücü (MWe) :
Yardımcı Kaynak Kurulu Gücü (MWm) :
YEKDEM’e Esas Güç** (MWe) :
Ünite Sayısı :
Yıllık Üretim Miktarı :
İşletmeye Giriş Tarihi :
* Tesisin birden fazla geçici kabulü olması halinde her bir geçici kabule ait tarih, ünite sayısı ve kurulu güç bilgisi ayrı ayrı formda yer alır.
** YEKDEM kapsamında değerlendirilecek elektriksel gücü ifade eder.
Üretim Tesisine İlişkin Geçici Kabuller* | Üretim Tesisine İlişkin Geçici Kabuller* | Üretim Tesisine İlişkin Geçici Kabuller* | Üretim Tesisine İlişkin Geçici Kabuller* | Üretim Tesisine İlişkin Geçici Kabuller*
Sırası | Tarihi | Ünite Sayısı | Ünite Güçleri
(MWm/MWe) | Kabul Edilen Toplam Güç
(MWm/MWe)
... |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_54cebf6931897.docx | 15 Mayıs 2017 PAZARTESİ | Resmî Gazete | Sayı : 30067
YÖNETMELİK | YÖNETMELİK | YÖNETMELİK
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİMİNE
İLİŞKİN YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA
DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliğin 12 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “otuzunu” ibaresi “ellisini” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “ikisine” ibaresi “altısına” olarak, dördüncü fıkrasında yer alan “her ayın dördüne kadar saatlik bazda bildirir.” ibaresi “her ay saatlik bazda, uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesinin birinci fıkrasının (e) bendinde yer alan “her ayın ilk altı iş günü içerisinde bildirir.” ibaresi “her ay uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 4 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 5 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİMİNE
İLİŞKİN YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA
DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliğin 12 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “otuzunu” ibaresi “ellisini” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “ikisine” ibaresi “altısına” olarak, dördüncü fıkrasında yer alan “her ayın dördüne kadar saatlik bazda bildirir.” ibaresi “her ay saatlik bazda, uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesinin birinci fıkrasının (e) bendinde yer alan “her ayın ilk altı iş günü içerisinde bildirir.” ibaresi “her ay uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 4 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 5 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASINDA LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİMİNE
İLİŞKİN YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA
DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliğin 12 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “otuzunu” ibaresi “ellisini” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin üçüncü fıkrasında yer alan “ikisine” ibaresi “altısına” olarak, dördüncü fıkrasında yer alan “her ayın dördüne kadar saatlik bazda bildirir.” ibaresi “her ay saatlik bazda, uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesinin birinci fıkrasının (e) bendinde yer alan “her ayın ilk altı iş günü içerisinde bildirir.” ibaresi “her ay uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 4 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 5 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5513be28511b.docx | 20 MART 2015 TARİHLİ VE 29301 SAYILI RESMİ GAZETEDE YAYIMLANMIŞTIR.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5513 Karar Tarihi: 12/3/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 12/3/2015 tarihli toplantısında 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 Talimatı”nın ekteki şekilde değiştirilmesine ve söz konusu değişikliğin Resmî Gazete’de yayımlanmasına,
Karar verilmiştir.
EK-1
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 8 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(2) Elektrik veya doğal gaz piyasasında iletim veya piyasa işletim lisansı sahibi bildirim yükümlülerinin, bu Talimatta elektronik imza ile yapılması öngörülen bildirimleri yapabilmesi için, Kurum tarafından ilave yöntemler belirlenebilir. Bu kapsamda yapılacak çalışmalar, Strateji Geliştirme Dairesi Başkanlığı tarafından yürütülür.”
MADDE 2 – Bu Karar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Karar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5557d337ea73.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 5557 Karar Tarihi : 09/04/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 09/04/2015 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 8 inci maddesinin beşinci fıkrası ve 28 Ocak 2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 20 nci maddesi çerçevesinde ekteki “Geri Ödemeye Esas Gerçekleşen Yatırım Tutarı Tespit Metodolojisi”nin onaylanarak Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Başbakanlığa gönderilmesine,
karar verilmiştir.
3255/1/1-1
—————
GERİ ÖDEMEYE ESAS GERÇEKLEŞEN YATIRIM TUTARI
TESPİT METODOLOJİSİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam ve Dayanak
Amaç ve kapsam
MADDE 1 - (1) Bu Metodoloji, elektrik iletim sistemine bağlanmak isteyen kullanıcılar tarafından TEİAŞ adına tesis edilen iletim varlıklarının geri ödemeye esas gerçekleşen yatırım tutarının tespitinde dikkate alınacak usul ve esasları düzenler.
Dayanak
MADDE 2 - (1) Bu Metodoloji, 14/03/2013 tarih ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 8 inci maddesinin beşinci fıkrası ile 28/01/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 20 nci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
İKİNCİ BÖLÜM
Enerji İletim Hatları
Enerji iletim hattı tesislerinin geri ödemeye esas gerçekleşen yatırım tutarının hesaplama yöntemi
MADDE 3 - (1) TEİAŞ, bağlantı anlaşması tarihi ile ilgili hat tesisinin geçici kabul tarihi arasındaki sürede, 04/01/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununa göre ihale ederek, sözleşmesini imzaladığı aynı karakteristikli enerji iletim hattı yapım işlerindeki en düşük kilometrik birim fiyatı tespit ederek, bağlantı anlaşması kapsamında tesis edilen hattın onaylı projesi ve fiili durum tespit tutanaklarında belirtilen hat uzunluğunu, tespit edilen en düşük kilometrik birim fiyat ile bedellendirmek suretiyle gerçekleşen yatırım tutarını hesaplar. Bağlantı anlaşması tarihi ile geçici kabul tarihi arasında bir yıldan daha az bir süre olması halinde gerçekleşen yatırım tutarının hesaplanmasında geçici kabul tarihinden önceki bir yıl esas alınır. Bu fıkra kapsamında hesaplanan gerçekleşen yatırım tutarı için herhangi bir fiyat farkı veya eskalasyon verilmez.
(2) Bağlantı anlaşması tarihi ile ilgili hat tesisinin geçici kabul tarihi arasında anlaşmaya esas yapım işiyle aynı karakteristiğe sahip en az bir sözleşme bulunmuyorsa TEİAŞ tarafından 4734 sayılı Kanuna göre ihalesi gerçekleştirilmiş olan ve bağlantı anlaşması tarihinden geriye doğru anlaşma tarihine en yakın aynı karakteristiğe sahip hattın sözleşmesine ait kilometrik birim fiyatı dikkate alınarak, bağlantı anlaşması tarihine kadar eskalasyon uygulanır. Eskalasyon yapılırken temel endeks ve güncel endeks olarak Türkiye İstatistik Kurumu tarafından aylık yayımlanan (2003=100) Temel Yıllı Üretici Fiyatları Alt Sektörlere Göre Endeks Sonuçları Tablosunun “Yurt İçi ÜFE” sütunundaki sayı esas alınır.
(3) Bağlantı anlaşması tarihinden geriye doğru aynı karakteristiğe sahip en az bir sözleşme bulunmuyorsa, TEİAŞ tarafından 4734 sayılı Kanuna göre ihalesi gerçekleştirilmiş olan bağlantı anlaşması tarihinden ileriye doğru en yakın aynı karakteristiğe sahip hattın sözleşmesine ait kilometrik birim fiyat dikkate alınır. Dikkate alınan kilometrik birim fiyat, bağlantı anlaşması tarihine eskale edilir ve gerçekleşen yatırım tutarı hesaplanır. Eskalasyon yapılırken temel endeks ve güncel endeks olarak Türkiye İstatistik Kurumu tarafından aylık yayımlanan (2003=100) Temel Yıllı Üretici Fiyatları Alt Sektörlere Göre Endeks Sonuçları Tablosunun “Yurt İçi ÜFE” sütunundaki sayı esas alınır.
(4) Bu maddenin birinci, ikinci ve üçüncü fıkraları kapsamında gerçekleşen yatırım tutarının hesaplanamadığı durumlarda:
1) Tek devre enerji iletim hatları için; TEİAŞ tarafından 4734 sayılı Kanuna göre ihale edilerek sözleşmesi imzalanmış gerilim seviyesi, iletken kesiti (MCM) ve demet (bundle) sayısı bakımından aynı karakteristiğe sahip olan çift devre enerji iletim hatlarından bu maddenin birinci, ikinci ve üçüncü fıkraları kapsamında emsal hat seçilerek kilometrik birim fiyatının yarısı alınır.
2) Çift devre enerji iletim hatları için; TEİAŞ tarafından 4734 sayılı Kanuna göre ihale edilerek sözleşmesi imzalanmış gerilim seviyesi, iletken kesiti (MCM) ve demet (bundle) sayısı bakımından aynı karakteristiğe sahip olan tek devre enerji iletim hatlarından bu maddenin birinci, ikinci ve üçüncü fıkraları kapsamında emsal hat seçilerek kilometrik birim fiyatının iki katı alınır.
3) Demet (bundle) sayısı bakımından emsali bulunmayan enerji iletim hatları için; TEİAŞ tarafından 4734 sayılı Kanuna göre ihale edilerek sözleşmesi imzalanmış gerilim seviyesi ve iletken kesiti (MCM) bakımından aynı karakteristiğe sahip olan enerji iletim hatlarından bu maddenin birinci, ikinci ve üçüncü fıkraları kapsamında emsal hat seçilerek, geri ödemesi yapılacak enerji iletim hattının demet sayısının emsal hattın demet sayısına oranının emsal hattın kilometrik birim fiyatı ile çarpımı sonucunda kilometrik birim fiyat hesaplanır.
Genel Esaslar
MADDE 4 - (1) Bağlantı anlaşması kapsamında tesis edilen 380 kV enerji iletim hatlarının gerçekleşen yatırım tutarı hesaplanırken TEİAŞ tarafından ihalesi gerçekleştirilmiş uzunluğu 10 km ve üzerindeki 380 kV enerji iletim hatlarının sözleşmeleri değerlendirmeye alınır.
(2) TEİAŞ tarafından ihalesi gerçekleştirilen yenileme içerikli hat sözleşme bedellerinden, direk, tel ve diğer malzemelere ait tüm demontaj fiyatları düşülerek ortaya çıkan yeni sözleşme fiyatları Metodoloji kapsamında değerlendirilir.
(3) Bağlantı anlaşması kapsamındaki hattın OPGW’li olduğu ve ihale edilmiş işlerde aynı karakteristikli OPGW’li hattın bulunmadığı durumlarda, Metodoloji’nin her adımı için aynı karakteristikli OPGW’siz hat seçilir. OPGW bedelinin tespiti için ise Metodoloji’nin her adımı için aynı gerilim seviyesindeki OPGW’li hattın, OPGW temini ve çekimi ile ilgili fiyatlar dikkate alınarak, OPGW kilometrik birim fiyatı hesaplanır. Hesaplanan OPGW kilometrik birim fiyatı, tespit edilmiş olan OPGW’siz hattın kilometrik birim fiyatına eklenerek emsal hat kilometrik birim fiyatı tespit edilir.
(4) Bağlantı anlaşması kapsamındaki hattın OPGW’siz olduğu ve TEİAŞ tarafından ihale edilmiş işlerde aynı karakteristikli OPGW’siz hat bulunmadığı durumlarda Metodoloji’nin her adımı için aynı karakteristikteki OPGW’li hat dikkate alınır. Ancak OPGW’li hattın sözleşme bedelinden OPGW temini ve çekimi ile ilgili fiyatlar düşülerek ortaya çıkan yeni sözleşme fiyatları Metodoloji kapsamında değerlendirilir.
(5) TEİAŞ tarafından Türk Lirasının yanı sıra yabancı para birimi cinsinden de teklifleri alınarak ihalesi gerçekleştirilen ve sözleşmesi imzalanmış olan enerji iletim hatlarının sözleşme bedelleri, ihale tarihinde Resmî Gazete’de yayımlanmış olan T.C. Merkez Bankası döviz alış kuru üzerinden Türk Lirası cinsine çevrilerek enerji iletim hatlarının kilometrik birim fiyatları hesaplanır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
İletim Trafo Merkezleri ve YG Güç Kablosu
İletim trafo merkezi ve YG güç kablosunun geri ödemeye esas gerçekleşen yatırım tutarının hesaplama yöntemi
MADDE 5 - (1) Gerçekleşen iş kalemlerinin birim fiyatları, bağlantı anlaşması tarihi ile tesisin geçici kabul tarihi arasındaki sürede TEİAŞ tarafından ihale edilen ve ilgili bağlantı anlaşması kapsamındaki tesis ile aynı özelliğe sahip (klasik tip trafo merkezi/gaz izoleli tip trafo merkezi/YG güç kablosu tesisi) iletim trafo merkezi ve YG güç kablosu tesisleri yapım işi sözleşmelerinin birim fiyat teklif cetvellerinde yer alan iş kalemlerine ait fiyatların ortalaması alınarak belirlenir. Bağlantı anlaşması ve geçici kabul tarihleri arasında bir yıldan az bir süre olması halinde, bu süre geçici kabul tarihinden önceki bir yıldır. İş kalemlerinin birim fiyatları sabit olup, bu fıkra kapsamında gerçekleşen yatırım tutarı hesaplanırken, herhangi bir fiyat farkı ve eskalasyon verilmez.
(2) Geçici kabul tarihinden önceki bir yıl içinde anlaşmaya esas yapım işi ile aynı teknik karakteristiğe sahip en az bir işe ait sözleşme bulunmuyorsa geçmişte gerçekleştirilmiş olan, bağlantı anlaşması tarihine en yakın ilk işin sözleşme fiyatları dikkate alınarak, bağlantı anlaşması tarihine kadar eskalasyon uygulanır. Eskalasyon yapılırken temel endeks ve güncel endeks olarak Türkiye İstatistik Kurumu tarafından aylık yayımlanan (2003=100) Temel Yıllı Üretici Fiyatları Alt Sektörlere Göre Endeks Sonuçları Tablosunun “Yurt İçi ÜFE” sütunundaki sayı esas alınır. Belirlenen bu birim fiyatlar, onaylı projesine göre tanzim edilen fiili durum tespit tutanaklarındaki miktarlarla çarpılarak genel toplam alınmak suretiyle gerçekleşen yatırım tutarı hesaplanır.
(3) İletim trafo merkezi ve YG güç kablosu tesisleri gerçekleşen yatırım tutarı bedellerinin hesabında döviz bazlı sözleşmeler kullanılmış ise birim fiyat teklif cetvellerinde yer alan iş kalemlerinin fiyatları, ilgili sözleşmenin ihale tarihindeki Resmî Gazete’de yayımlanmış olan T.C. Merkez Bankası döviz alış kuru esas alınarak hesaplanır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Yürürlükten kaldırılan karar
MADDE 6 - (1) Bu Metodolojinin yayımlandığı tarih itibarıyla, 26/04/2010 tarihli ve 2536 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararı ile onaylanan Geri Ödemeye Esas Gerçekleşen Yatırım Tutarı Tespit Metodolojisi yürürlükten kaldırılmıştır.
Mülga Metodolojiye tâbi olan kişilerin durumu
GEÇİCİ MADDE 1 - (1) Bu Metodolojinin yayımı tarihinden önce bağlantı anlaşması imzalanan ve 26/04/2010 tarihli ve 2536 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararı ile onaylanan Geri Ödemeye Esas Gerçekleşen Yatırım Tutarı Tespit Metodolojisine tâbi olan kişilere, geri ödemeye esas gerçekleşen yatırım tutarı tamamen ödenene kadar, söz konusu Metodoloji hükümlerinin uygulanmasına devam edilir.
Yürürlük
MADDE 7 - (1) Bu Metodoloji yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
(2) Bu Metodoloji, bu Metodoloji’nin yayımı tarihinden sonra bağlantı anlaşması imzalanan kişiler hakkında uygulanır.
(3) TEİAŞ’ın, 4734 sayılı Kanuna göre ihale ettiği işler arasında bağlantı anlaşmasına esas yapım işiyle aynı teknik karakterististiğe sahip bir iş bulunmaması sebebiyle, 26/04/2010 tarihli ve 2536 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Kararı ile onaylanan Geri Ödemeye Esas Gerçekleşen Yatırım Tutarı Tespit Metodolojisi hükümleri çerçevesinde gerçekleşen yatırım tutarı hesaplanamayan kişilere, bu Metodoloji hükümleri uygulanır.
Yürütme
MADDE 8 - (1) Bu Metodoloji hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
11 Nisan 2015 CUMARTESİ | Resmî Gazete | Sayı : 29323
ÇEŞİTLİ İLÂNLAR | ÇEŞİTLİ İLÂNLAR | ÇEŞİTLİ İLÂNLAR |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_555a232d51140.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11646 Karar Tarihi: 09/02/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 09/02/2023 tarihli toplantısında; 6 Şubat 2023 tarihinde ülkemizde yaşanan deprem nedeniyle Adana, Adıyaman, Diyarbakır, Gaziantep, Hatay, Kahramanmaraş, Kilis, Malatya, Osmaniye ve Şanlıurfa illerinde 6785 sayılı Cumhurbaşkanı Kararıyla 08/02/2023 tarihinden itibaren üç ay süreyle ilan edilen Olağanüstü Hal sebebiyle Kurumumuza yapılan depolamalı önlisans başvurularına ilişkin;
Yönetmeliğin Geçici 38 inci maddesi kapsamında Kurumumuza sunulması gereken teminatların sunulmasına ilişkin sürenin, söz konusu geçici maddede belirtilen süreye ilave olarak OHAL süresince uzatılmasına,
Yönetmeliğin 12 nci maddesi kapsamında alınmış olan depolamalı elektrik üretim tesisi kurmak amacıyla yapılan önlisans başvuruları kapsamında, eksik evrakların tamamlanmasıyla ilgili olarak, deprem sebebiyle mağduriyet yaşayan başvuru sahiplerinin haklarının korunması amacıyla, 6 Şubat 2023 tarihinden itibaren geçerli olmak suretiyle, OHAL süresince eksik evrak bildirme ve eksik evrak tamamlama süreçlerinin durdurulmasına,
Söz konusu OHAL sürecinin sona ermesini müteakip, eksik evrak bildirme süreci ile 6 Şubat 2023 tarihi itibariyle kalan süreleri de dikkate alınarak, eksik evrak tamamlama sürecinin kaldığı yerden devam ettirilmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5569a65068292.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 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) Bağlantı hattı: Tüketicilerin iç tesisatını 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 olan hattı,”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 6 ncı maddesine aşağıdaki fıkralar eklenmiştir. “(7) 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.
(8) Kuruldan devir onayı alınmak suretiyle üretim lisansı başvurusu yapmış olan tüzel kişilerle devir onayının alınmasını takiben bağlantı anlaşması imzalanabilir.
(9) Bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları taraflarca imzalandıkları tarih itibarıyla yürürlüğe girerler. Ancak, iletim bedelleri ile Kurul tarafından onaylı tip anlaşmalarda öngörülen diğer bedeller ilk kez, tüketim yönlü iletim sistemi kullanımı için iletim sisteminin ilk defa kullanıldığı tarih esas alınarak, üretim yönlü iletim sistemi kullanımı için ise her bir ünitenin geçici kabulü esas alınarak uygulanır.
(10) Üretim lisansı sahibi iletim sistemi kullanıcıları lisansları sona ermeden sistem bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmalarının feshedilmesini talep edemezler.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 7 nci maddesinin altıncı ve dokuzuncu fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(6) TEİAŞ’ın kullanıcıyla yaptığı sistem kullanım anlaşmasında taahhüt ettiği kapasiteyi sağlayamaması durumunda, TEİAŞ tarafından ödenecek bedellere ilişkin hükümler sistem kullanım anlaşmasında düzenlenir.”
“(9) Üretim lisansı sahiplerinin TEİAŞ ile ilk imzalayacakları bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında yer alan anlaşma gücü, lisanslarına derç edilmiş olan kurulu güç değeri ile aynı olmalıdır. Üretim lisansı sahiplerinin sistem kullanım anlaşmalarında yer alan sisteme veriş yönündeki anlaşma gücü değişiklikleri lisans tadilleri ile uyumlu olacak şekilde bu maddede belirtilen sürelerle sınırlı olmaksızın gerçekleştirilir.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) 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. Üretim lisansı sahibi kullanıcılar lisansları iptal edilmediği veya sona ermediği sürece iletim sisteminden ayrılmayı talep edemezler.”
“(4) 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.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (ç) bendinden sonra gelmek üzere aşağıdaki bent eklenmiş ve takip eden bentler buna göre teselsül ettirilmiştir.
“d) (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.”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 10/B maddesinin birinci fıkrasının (b) ve (c) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“b) Kullanıcının meskun mahal içinde bulunan AG kullanıcısı olması ve bağlantının havai hat ile yapılacak olması halinde elli metreden,
c) Kullanıcının meskun mahal içinde bulunan AG kullanıcısı olması ve bağlantının yeraltı kablosu ile yapılacak olması halinde yetmiş metreden,”
“(11) Dördüncü fıkra kapsamında tesis edilecek bağlantı hattına ilişkin kazı izin işlemleri elektrik dağıtım şirketi tarafından yürütülür. Bu durumda kazı iznine ilişkin ilgili kurum ve kuruluşlara ödenen bedeller nedeniyle oluşacak maliyetler dağıtım şirketi tarafından kullanıcıya yansıtılır.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 11 inci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) 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.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 12 nci maddesinin ikinci fıkrasının (b) bendi ve altıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) 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.”
“(6) 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. 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. Kullanıcı tarafından sürenin uzun bulunması halinde bağlantı için gerekli dağıtım tesisleri 21 inci madde kapsamında kullanıcı tarafından yapılabilir veya finanse edilebilir.”
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 13 üncü maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(5) 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.”
MADDE 10 – Aynı Yönetmeliğin 14 üncü maddesinin yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(7) Bağlantı gücündeki artışın herhangi bir maliyet getirmesi halinde, bağlantı hattı dışındaki tesisler için 26 ncı madde çerçevesinde işlem yapılır.”
MADDE 11 – Aynı Yönetmeliğin 21 inci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(3) 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.”
MADDE 12 – Aynı Yönetmeliğin 24 üncü maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) İletim ve dağıtım sistemlerine bağlantı, sistem kullanımı ve enterkonneksiyon kullanımı kapsamında kullanıcılardan aşağıdaki teminatlar alınır:
a) 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.
b) 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.”
“(3) İletim sistemine bağlı üreticilerin sistem kullanım anlaşmalarında belirlenen teminatların; tarife değişikliği veya anlaşma gücü değişikliği veya ödenmeyen borç karşılığı mahsup edilmesi sebepleriyle yetersiz kalmasını takiben sistem kullanım anlaşmasında belirlenmiş olan süreler içerisinde tamamlanmaması veya yenilenmemesi durumlarında TEİAŞ, kullanıcı ile arasındaki sistem kullanım anlaşmasını fesheder.”
MADDE 13 – Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesinin dokuzuncu fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(9) 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.”
MADDE 14 – Aynı Yönetmeliğin 27 nci maddesinin birinci ve ikinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) TEİAŞ ve dağıtım şirketi, aşağıda belirtilen şartların herhangi birinin gerçekleşmesi durumunda, kullanıcının tesis ve teçhizatının bağlantısını veya kullanıcının enerjisini kesebilir:
a) Bağlantı, sistem kullanım ve enterkonneksiyon kullanım anlaşmaları ile ilgili mevzuat hükümleri gereğince enerji kesilmesini gerektiren durumlar.
b) 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.
c) Mücbir sebep hallerinden birine bağlı durumlar.
ç) Can ve mal emniyetinin sağlanmasının gerektirdiği durumlar.
d) 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.
e) 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.
f) 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.
(g) Kullanıcının bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmasının herhangi bir sebeple feshedilmiş olması.”
“(2) 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 yüksek 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. Diğer bentler kapsamında enerji kesintisinin gerekmesi durumunda ise mümkün olması halinde kullanıcının kesinti yapılmadan önce bilgilendirilmesi zorunludur.”
MADDE 15 – Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki geçici madde eklenmiştir.
“Lisans kurulu gücü ile anlaşma gücünün uyumlaştırılması
GEÇİCİ MADDE 7 - (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.”
MADDE 16 – Bu Yönetmelik yayımı 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
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 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_557d0e5e57739.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10757 Karar Tarihi: 31/01/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 31/01/2022 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 1/2/2022 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2’de yer alan tarife tablolarının onaylanmasına karar verilmiştir.
EKLER
EK-1 1/2/2022 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu
EK-2 1/2/2022 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_55b2dd0413504.docx | 22 Aralık 2020 SALI Resmî Gazete Sayı : 31342
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9814 Karar Tarihi : 17/12/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 17/12/2020 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- 2021 yılı için serbest tüketici limiti 1200 kWh olarak uygulanır.
MADDE 2- Bu Karar 1/1/2021 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_567b50bf68427.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI TÜKETİCİ HİZMETLERİ YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 30/5/2018 tarihli ve 30436 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasının (ğ) bendi değiştirilmiş, (l) bendinde yer alan “kanun,” ibaresinden sonra gelmek üzere “Cumhurbaşkanlığı kararnamesi, Cumhurbaşkanı kararı,” ibaresi eklenmiş ve aynı fıkraya aşağıdaki bent eklenmiştir.
“ğ) DBS: Doğrudan Borçlandırma Sistemini,”
“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,”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 6 ncı maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(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.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 7 nci maddesinin üçüncü fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 12 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
MADDE 5– Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 21 inci maddesinin birinci ve ikinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 22 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“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.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 24 üncü maddesinin ikinci ve dördüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
“(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.”
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“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.”
MADDE 10 – Aynı Yönetmeliğin 27 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“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.”
MADDE 11 – Aynı Yönetmeliğin 28 inci maddesinin ikinci ve beşinci fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
“(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.”
MADDE 12 – Aynı Yönetmeliğin 29 uncu maddesinin birinci fıkrasının (c) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı maddenin sonuna aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“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.”
“(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.”
MADDE 13 – Aynı Yönetmeliğin 33 üncü maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
MADDE 14 – Aynı Yönetmeliğin 35 inci maddesinin dördüncü fıkrası ile beşinci fıkrasının (a) bendinin (2) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(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.”
“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.”
“(10) Bu madde kapsamında yapılan işlemler, toplam borç tutarı ilgili yıla ilişkin Kurul Kararıyla belirlenen kesme bağlama bedelinden düşük olan tüketicilere uygulanmaz.”
MADDE 15 – Aynı Yönetmeliğin 36 ncı maddesinin beşinci fıkrasının (b) bendi ile altıncı fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“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.”
“(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.”
MADDE 16 – Aynı Yönetmeliğin 37 nci maddesinin birinci fıkrasının (b) bendi, ikinci, üçüncü, yedinci, sekizinci ve dokuzuncu fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“b) Sayaçtan kaynaklanması ve bu durumun sanayi ve teknoloji il müdürlüğünden alınan sayaç muayene raporunda teknik olarak tespit edilmesi,”
“(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.”
“(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.”
“(11) Bu madde kapsamında düzenlenecek olan faturalar normal tüketim faturasından ayrı olarak düzenlenir.”
MADDE 17 – Aynı Yönetmeliğin 43 üncü maddesinin ikinci fıkrasının (b) bendi ile yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddenin altıncı fıkrası yürürlükten kaldırılmıştır.
“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.”
“(7) Bu madde kapsamında yapılan tespit ve işlemler kullanım yerini de içerecek şekilde fotoğraflanır.”
MADDE 18 – Aynı Yönetmeliğin 47 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
MADDE 19 – Aynı Yönetmeliğin 49 uncu maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkralar eklenmiştir.
“(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.”
“(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.”
MADDE 20 – Aynı Yönetmeliğin 51 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
MADDE 21 – Aynı Yönetmeliğin 52 nci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(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.”
MADDE 22 – Aynı Yönetmeliğin ekinde yer alan EK-2/B, EK-3, EK-4/A, EK-4/B ve EK-7 ekteki şekilde değiştirilmiştir.
MADDE 23 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 24– Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
“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-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
........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_56eab52480170.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13100 Karar Tarihi: 19/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 19/12/2024 tarihli toplantısında; Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi’nin 2025 yılı piyasa işletim gelir tavanının aşağıda yer aldığı şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.
Piyasa İşletim Gelir Tavanı – Elektrik Piyasası Payı (3061,46 TÜFE) | 1.812.590.378
Piyasa İşletim Gelir Tavanı – Doğal Gaz Piyasası Payı (3061,46 TÜFE) | 75.500.000 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_573e28ee85482.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 8069 Karar Tarihi : 20/09/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 20/09/2018 tarihli toplantısında; ekteki “Kalite Faktörü Uygulamasına İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK
KALİTE FAKTÖRÜ UYGULAMASINA İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1 - 30 Aralık 2017 tarihli ve 30286 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren Kalite Faktörü Uygulamasına İlişkin Usul ve Esaslar’ın 6 ncı maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 6- (1) Elektrik dağıtım şirketlerinin Yönetmelikte tanımlanan tedarik sürekliliği göstergelerinde yıllara sari olarak gerçekleştirmiş olduğu iyileştirmeler kalite faktörü hesaplamalarında dikkate alınır.
(2) Ortalama kesinti süresi ve sıklığı için her bir dağıtım şirketinden “t” yılına ilişkin olarak performans iyileştirmesi aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
(1)
(2)
TSİ_süret : t yılına ait tedarik sürekliliği kesinti sürelerinin iyileştirilme oranını,
TSİ_sıklıkt : t yılına ait tedarik sürekliliği kesinti sıklığının iyileştirilme oranını,
OKSÜREt : t yılına ait dağıtım şirketi bölgesinde meydana gelen şebeke işletmecisi ve dışsal sebebe bağlı, Dağıtım-OG ve Dağıtım-AG kaynaklı bildirimsiz olarak sınıflandırılan kesintilerin ortalama kesinti süresi endeksini,
OKSIKt : t yılına ait dağıtım şirketi bölgesinde meydana gelen şebeke işletmecisi sebebine bağlı, Dağıtım-OG ve Dağıtım-AG kaynaklı bildirimsiz olarak sınıflandırılan kesintilerin ortalama kesinti sıklığı endeksini,
göstermektedir.
(3) Ortalama kesinti süresi iyileştirmesi için dağıtım şirketine özgü performans puanlaması aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
a) Eğer ≤ 250 dk;
b) Eğer 250 dk < ≤ 500 dk;
c) Eğer 500 dk< ≤ 1000 dk;
ç) Eğer 1000 dk< ≤ 1500 dk;
d) Eğer 1500 dk <
e) Eğer bu Usul ve Esasların 5 inci maddesinde tanımlanan yükümlülük ilgili dağıtım şirketince tamamlanmamışsa veya yapılacak inceleme ve/veya denetimler sonucunda dağıtım şirketinin doğru veri sunma yükümlülüğünü yerine getirmediğinin tespit edilmesi durumunda,
olarak hesaplanır. Burada,
PUANOKSÜRE : t yılı için; ortalama kesinti süresi endeksindeki performans iyileştirmesi doğrultusunda ilgili dağıtım şirketi için hesaplanan puanı,
MAKSPUANsüre : t yılı için; ortalama kesinti süresi endeksindeki performans iyileştirmesi için kalite faktöründe dikkate alınacak Kurul tarafından belirlenen maksimum puanı,
SBTP süre,ar_i : t yılı için; ortalama kesinti süresi endeksindeki performans iyileştirmesi kapsamında belirlenen “i” performans aralığı için Kurul tarafından belirlenen sabit puanı,
İO süre,ar_i : t yılı için; ortalama kesinti süresi endeksindeki performans iyileştirmesi kapsamında belirlenen “i” performans aralığı için Kurul tarafından belirlenen iyileştirme oranını,
göstermektedir.
(4) Ortalama kesinti sıklığı iyileştirmesi için dağıtım şirketine özgü performans puanlaması aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
a) Eğer ≤ 2,5 ;
b) Eğer 2,5 < ≤ 5;
c) Eğer 5 < ≤ 7,5;
ç) Eğer 7,5 < ≤ 10;
d) Eğer 10 < ≤ 15;
e) Eğer 15 < ≤ 20;
f) Eğer 20 < ;
g) Eğer bu Usul ve Esasların 5 inci maddesinde tanımlanan yükümlülük ilgili dağıtım şirketince tamamlanmamışsa veya yapılacak inceleme ve/veya denetimler sonucunda dağıtım şirketinin doğru veri sunma yükümlülüğünü yerine getirmediğinin tespit edilmesi durumunda,
olarak hesaplanır. Burada,
PUANOKSIK : t yılı için; ortalama kesinti sıklığı endeksindeki performans iyileştirmesi doğrultusunda ilgili dağıtım şirketi için hesaplanan puanı,
MAKSPUANsıklık : t yılı için; ortalama kesinti sıklığı endeksindeki performans iyileştirmesi için kalite faktöründe dikkate alınacak Kurul tarafından belirlenen maksimum puanı,
SBTPsıklık, ar_i : t yılı için; ortalama kesinti sıklığı endeksindeki performans iyileştirmesi kapsamında belirlenen “i” performans aralığı için Kurul tarafından belirlenen sabit puanı,
İOsıklık, ar_i : t yılı için; ortalama kesinti sıklığı endeksindeki performans iyileştirmesi kapsamında belirlenen “i” performans aralığı için Kurul tarafından belirlenen iyileştirme oranını,
göstermektedir.”
MADDE 2 – Aynı Usul ve Esasın 7 nci maddesinin üçüncü fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“MADDE 7 - (3) Kullanıcı memnuniyeti iyileştirmesi için dağıtım şirketine özgü performans puanlaması aşağıdaki formüllere göre hesaplanır:
a) Eğer ≤ 5*10-4;
b) Eğer 5*10-4 < ≤ 10*10-4;
c) Eğer 10*10-4 < ≤ 15*10-4;
ç) Eğer 15*10-4 < ≤ 20*10-4;
d) Eğer 20*10-4 < ;
olarak hesaplanır. Burada,
PUANKMİ : t yılı için; kullanıcı memnuniyeti endeksindeki performans iyileştirmesi doğrultusunda ilgili dağıtım şirketi için hesaplanan puanı,
MAKSPUANkume : t yılı için; kullanıcı memnuniyeti endeksindeki performans iyileştirmesi için kalite faktöründe dikkate alınacak Kurul tarafından belirlenen maksimum puanı,
SBTPkume, ar_i : t yılı için; kullanıcı memnuniyeti endeksindeki performans iyileştirmesi kapsamında belirlenen “i” performans aralığı için Kurul tarafından belirlenen sabit puanı,
İOkume, ar_i : t yılı için; kullanıcı memnuniyeti endeksindeki performans iyileştirmesi kapsamında belirlenen “i” performans aralığı için Kurul tarafından belirlenen iyileştirme oranını,
göstermektedir.”
MADDE 3 - Aynı Usul ve Esasın EK-1 inde yer alan 1 inci maddesinin a fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“a. Dağıtım sisteminde OG seviyesinde meydana gelen tüm kesintileri (uzun ve kısa kesintileri) entegre edilmiş Tedarik Sürekliliği Uzaktan İzleme Sistemi (TSUİS) üzerinden otomatik (veri girişinde manuel müdahaleye müsaade etmeyecek şekilde verilerin bir sistem/sistemlerden başka bir sisteme/sistemlere doğrudan transfer edecek şekilde) alan,”
MADDE 4 – Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 5 - Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_57547c8e61213.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10687-1 Karar Tarihi: 30.12.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30.12.2021 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği’nin 26 ncı maddesinin dördüncü fıkrası uyarınca güvence bedellerinin 1/1/2022 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Güvence Bedelleri | Güvence Bedelleri
2022 2022
Tüketici Grupları | Birim Bedel (TL/kW)
Sanayi ve Ticarethane 129,6
Mesken 45,6
Şehit Aileleri ve Muharip Gaziler 22,8
Tarımsal Sulama, Aydınlatma ve Diğer 61,5 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_57756a7120367.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11228 Karar Tarihi: 15/09/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 15/09/2022 tarihli toplantısında; 2023 yılında uygulanacak iletim ek ücretine ilişkin olarak aşağıdaki Karar alınmıştır.
MADDE 1- a) 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunu’nun 5 inci maddesinin yedinci fıkrasının (h) bendi ve 10 uncu maddesinin (A) fıkrasının (e) bendi ile Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği'nin 7 nci maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca, 2023 yılında uygulanacak iletim ek ücreti, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi’nin iletim tarifesinin %0,5 (binde beş)’i olarak belirlenmiştir.
b) İletim ek ücretleri, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından aylık olarak hesaplanır ve takip eden ayın 25 ine kadar Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu hesabına yatırılır.
MADDE 2- Bu Karar 01.01.2023 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_57becbd462850.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13289 Karar Tarihi: 13/02/2025
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/02/2025 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Gerçek veya Tüzel Kişiler Tarafından Dağıtım Varlıklarının Tesis Edilmesi ve Geri Ödeme Metodolojisi”nin kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
GERÇEK VEYA TÜZEL KİŞİLER TARAFINDAN DAĞITIM VARLIKLARININ
TESİS EDİLMESİ VE GERİ ÖDEME METODOLOJİSİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Hukuki Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç ve kapsam
Madde 1- (1) Bu Metodoloji, 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 yatırımın dağıtım şirketi adına, bağlantı yapmak isteyen gerçek veya tüzel kişiler tarafından ilgili mevzuat kapsamındaki teknik standartlar sağlanarak yapılabilmesi veya yeterli finansmanın mevcut olmadığı hallerde finanse edilebilmesi ile geri ödemeye ilişkin usul ve esasları düzenlemektedir.
Hukuki dayanak
Madde 2- (1) Bu Metodoloji, 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği’nin 21 inci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
Madde 3- (1) Bu Metodolojide geçen;
a) 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,
b) Başvuru sahibi: Bağlantı başvurusunda veya güç artışı talebinde bulunan gerçek ya da tüzel kişiyi,
c) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
ç) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
d) 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,
e) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, lisans, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
f) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
g) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ğ) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
h) Tüketici: Elektriği kendi kullanımı için alan kişiyi,
ı) 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,
i) Yönetmelik: 28/1/2014 tarihli ve 28896 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğini,
ifade eder.
(2) Bu Metodolojide geçen diğer tanım ve kısaltmalar, ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Dağıtım Varlıklarının Başvuru Sahibi Tarafından Tesis veya Finanse Edilmesi
Dağıtım varlığı tesis veya finanse edilme koşulları
Madde 4- (1) Bu Metodoloji uyarınca aşağıda yer alan koşulların sağlanması hâlinde; dağıtım varlıkları başvuru sahibi tarafından tesis edilebilir veya dağıtım şirketinin bu yatırım için onaylı yatırım planı kapsamında yeterli finansmanının bulunmadığı durumda başvuru sahibi tarafından finanse edilebilir.
a) Yönetmeliğin 10 uncu maddesi kapsamında yeni bir bağlantı başvurusunda veya Yönetmeliğin 14 üncü maddesi kapsamında güç artışı talebinde bulunulmalıdır.
b) Bağlantı veya güç artışı talebinin karşılanabilmesi için dağıtım sistemi kapasitesinin yetersiz olması nedeniyle genişleme yatırımı veya yeni yatırım yapılması gerekli olmalıdır.
(2) Birinci fıkrada belirtilen şartların oluşması halinde, dağıtım şirketi tarafından oluşturulacak bağlantı görüşlerinde;
a) Başvuru sahibi ile imzalanacak bağlantı anlaşmasından itibaren geçerli olacak şekilde, Yönetmeliğin 10/A maddesi çerçevesinde tesis edilmesi gereken şebeke varlıklarına ve talebin karşılanması için gerekli olan tüm izin ve tesis sürelerine ayrı ayrı,
b) Başvuru sahibi tarafından söz konusu talep için gerekli dağıtım varlıklarının tesis edilmesinin tercih edilebileceğine ve tercih edilmesi halinde gerçekleşecek yatırıma ilişkin bu Metodoloji uyarınca hesaplanan bedelin geri ödemesine ilişkin Yönetmelikte yer alan hükümlere,
yer verilir.
(3) Dağıtım şirketinin yeterli finansmanının bulunmadığı hallerde, ikinci fıkra kapsamındaki bağlantı görüşünde yer verilen hususlara ilave olarak dağıtım şirketi tarafından oluşturulacak bağlantı görüşlerinde; dağıtım varlıklarının tesisinin başvuru sahibi tarafından finanse edilebileceğine, bu Metodoloji kapsamında finanse etme esaslarına ve finanse edilen tutarın geri ödemesine ilişkin Yönetmelikte yer alan hükümlere yer verilir.
Dağıtım varlıklarının başvuru sahibi tarafından tesis edilmesi
Madde 5- (1) Dağıtım varlıklarının tesis edilmesinin başvuru sahibi tarafından üstlenilmesi durumunda;
a) Başvuru sahibi ile dağıtım şirketi arasında; tesis edilecek dağıtım varlıklarının yapımına ilişkin koşulların, ilgili mevzuat ile kontrollük iş ve işlemlerinin tanımlandığı bir tesis sözleşmesi imzalanır.
b) Dağıtım şirketi tarafından verilen bağlantı/güç artışı görüşü çerçevesinde, dağıtım tesisinin yapımına ilişkin projenin hazırlanması ve onaylatılması başvuru sahibinin sorumluluğundadır. Başvuru sahibi tarafından söz konusu projenin hazırlanması ve onaylatılması için yapılan harcamalar rayiç bedeller dikkate alınarak geri ödemeye esas bedel tespitine dâhil edilir. Ancak söz konusu proje dağıtım şirketi tarafından hazırlanarak başvuru sahibine verilebilir.
c) Tesis sözleşmesinde düzenlenen kontrollük hizmeti, dağıtım varlığının tesisinin başlangıç aşamasından geçici kabulüne kadar dağıtım şirketi tarafından herhangi bir bedel talep edilmeksizin sağlanır.
(2) Bu madde kapsamında tesis edilen dağıtım varlığının geri ödemesine esas bedel, bu Metodolojinin 7 nci maddesi çerçevesinde hesaplanır.
(3) Başvuru sahibi tarafından yapımı üstlenilen dağıtım varlıklarının tesisinin dağıtım şirketinin genişleme yatırımı veya yeni yatırım planlamalarını etkilemesi durumunda, dağıtım şirketi, ikinci fıkra kapsamında belirlenen bedelin %10’unu aşmayacak şekilde başvuru sahibinden teminat alabilir. Dağıtım varlıklarının tesisinin kamu kurum ve kuruluşları tarafından üstlenilmesi durumunda bu fıkra kapsamında teminat alınmaz.
(4) Üçüncü fıkra kapsamında teminat alınması durumunda kamu yararı kararının alınmasından ve geçici kabulün tamamlanmasından sonra 10 (on) iş günü içerisinde dağıtım şirketi tarafından alınan teminat başvuru sahibine iade edilir. Başvuru sahibinin kamu yararı kararının alınması işlemleri hariç dağıtım varlıklarının tesisine ilişkin geçici kabulün, bağlantı anlaşması tarihinden itibaren 3 yıl içerisinde yapılmaması durumunda teminat irat kaydedilir.
Dağıtım varlıklarının tesisinin başvuru sahibi tarafından finanse edilmesi
Madde 6- (1) Başvuru sahibinin finansman yolunu tercih etmesi hâlinde, gerekli dağıtım varlıkları dağıtım şirketi tarafından tesis edilir.
(2) Bu maddenin uygulanmasında;
a) Başvuru sahibi ile dağıtım şirketi arasında; tesis edilecek dağıtım varlığına ilişkin bu Metodolojinin 7 nci maddesi çerçevesinde hesaplanacak yaklaşık maliyetin yer aldığı tesis sözleşmesi imzalanır.
b) Dağıtım şirketi, tesisin geçici kabulüne kadar oluşacak hak edişler haricinde başvuru sahibinden herhangi bir bedel talep edemez.
c) Dağıtım şirketi, ihale sonucunda oluşan bedeli ve yapım işi sürecinde oluşan hak edişleri, ihale onayı veya hak edişin onayından itibaren üç iş günü içinde başvuru sahibine bildirir. Başvuru sahibi, onaylı hak ediş miktarını beş iş günü içinde dağıtım şirketinin sözleşmede belirttiği banka hesabına yatırır.
ç) Geçici kabulle oluşan son hak edişteki veya daha sonra düzenlenen kesin hak edişteki düzeltmeler taraflarca birlikte yapılır.
Tesis sözleşmesi
Madde 7- (1) Başvuru sahibi tarafından dağıtım varlıklarının tesis edilmesi veya finanse edilmesi kapsamında imzalanan tesis sözleşmesinde; bağlantı görüşünde yer verilen süreler ve bağlantı anlaşmasının imzalanma tarihine göre belirlenen geri ödemeye esas tarih bilgisine, tesis edilecek dağıtım varlıklarının karakteristik bazda listesine, geri ödemeye esas toplam bedele ve finanse etme yönteminin kullanılması durumunda yaklaşık maliyete yer verilir.
(2) Finansman yönteminin tercih edilmesi halinde, birinci fıkra kapsamında imzalanan tesis sözleşmesinde bu maddenin üçüncü fıkrası kapsamında hesaplanan yaklaşık maliyete yer verilir. Ancak başvuru sahibi tarafından dağıtım şirketine ödenecek toplam bedel söz konusu yatırıma ilişkin ihale sonucunda oluşacak tutardır. Dağıtım şirketinin yapmış olduğu ihale sonucunda oluşan bedel, ihalenin yapıldığı ayda geçerli TEDAŞ birim fiyat kitabında yer alan bedellere göre hesaplanan tutarın % 10 fazlasını geçemez. Oluşan bedelin bu değerin üzerinde olması durumunda ihale tekrarlanır veya bu yöntemin uygulanmasından vazgeçilir.
(3) Başvuru sahibi tarafından tesis edilen dağıtım varlıklarının geri ödemeye esas bedeli ve finansman yolunun tercih edilmesi halinde tesis edilen dağıtım varlıklarının yaklaşık maliyeti aşağıdaki yöntem ile hesaplanır.
a) TEDAŞ tarafından yayımlanan 1 Ocak tarihi itibariyle geçerli güncel yıl TEDAŞ Birim Fiyat Kitabındaki birim bedeller, bağlantı anlaşmasının imzalandığı aya Tüketici Fiyat Endeksi oranları ile getirilerek güncellenir. Birim bedellerin güncellenmesi, birim fiyatların geçerli olduğu aydan önceki Aralık ayına ait Tüketici Fiyat Endeksi ve bağlantı anlaşmasının imzalandığı aydan önceki aya ait Tüketici Fiyat Endeksi kullanılarak yapılır.
b) Bulunan birim bedeller % 25 oranında azaltılarak söz konusu yatırıma ilişkin geri ödemeye esas bedel ile finanse edilmesine ilişkin yaklaşık maliyet belirlenir.
c) Tesis sözleşmesinin düzenlendiği dönemde güncel yıl TEDAŞ birim fiyat kitabının yayımlanmamış olması durumunda önceki yıl 1 Ocak tarihi itibariyle geçerli TEDAŞ birim fiyat kitabı kullanılarak bağlantı anlaşmasının imzalandığı aya Tüketici Fiyat Endeksi oranları ile getirilir ve bu fıkranın (b) bendi doğrultusunda bedeller hesaplanır.
(4) Bu Metodoloji kapsamında başvuru sahibi ile dağıtım şirketi arasında imzalanacak tesis sözleşmelerinin özel hükümlerinde, dağıtım şirketi tarafından alınan teminatın iadesi ile irat kaydedilmesine ilişkin 5 inci maddenin dördüncü fıkrası kapsamındaki hususlara yer verilir.
Kamulaştırma iş ve işlemleri
Madde 8- (1) Bu Metodoloji kapsamında yapılacak dağıtım varlıklarının tesisinin üzerinde bulunduğu taşınmazların kamulaştırma, devir, irtifak ve kiralama işlemleri; dağıtım şirketinin talebi üzerine Kanunu'n 19 uncu maddesi uyarınca yapılır.
(2) Birinci fıkra kapsamında kamu yararı kararı ve/veya devir kararı alınıncaya kadar gerekli iş ve işlemler başvuru sahibi tarafından yürütülür ve bu kapsamda oluşan bedeller başvuru sahibi tarafından karşılanır. Başvuru sahibi tarafından söz konusu projeye ilişkin kamulaştırma dosyalarının hazırlanmasına dair masraflar rayiç bedeller dikkate alınarak geri ödemeye esas bedele dâhil edilir.
(3) Dağıtım varlıklarının tesisine ilişkin geçici kabul tarihine kadar oluşan karayolları geçişi, orman izinleri, kazı izinleri gibi diğer zorunlu giderler başvuru sahibi tarafından karşılanır.
(4) Bu madde kapsamındaki iş ve işlemler için başvuru sahibi tarafından ödenen bedeller geri ödemede dikkate alınır.
(5) Bu madde kapsamında dağıtım şirketince başvuru sahibi tarafından ödenmesi istenen bedellerin başvuru sahibi tarafından yapılan veya finanse edilen tesise ilişkin olduğu, dağıtım şirketi tarafından belgelendirilir.
Dağıtım tesisinin ve diğer bedellerin geri ödemesi
Madde 9- (1) Dağıtım şirketi, bu Metodoloji uyarınca belirlenen geri ödemeye ilişkin bedelleri, Yönetmeliğin ilgili hükümleri kapsamında başvuru sahibine öder.
(2) Dağıtım şirketi, ödemenin yapıldığı tarihi ve geri ödemeye esas bedeli dikkate alarak ilgili dağıtım varlığını yatırım gerçekleşmesi olarak varlık kayıtlarına ekler.
(3) Geçici kabulün yapılmasını müteakip tesis dağıtım şirketi tarafından işletilmeye başlanır.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Geçici ve Son Hükümler
Geri ödeme işlemleri
GEÇİCİ MADDE 1- (1) Başvuru sahibi tarafından tesis edilen dağıtım varlıklarından bu Metodolojinin yürürlüğe girdiği tarih itibarıyla, dağıtım şirketi tarafından geri ödemeye ilişkin yazılı olarak bildirimde bulunulmamış tesislerin geri ödemeye esas bedel hesabı bu Metodoloji kapsamında yeniden yapılır. Mülga Kullanıcı Tarafından Dağıtım Varlıklarının Tesis Edilme Metodoloji doğrultusunda belirlenen bedel ile yeni hesaplanan bedel karşılaştırılarak yüksek olan bedel Yönetmelikte tanımlanan usuller uyarınca ödenir.
Afetzedeler için yapılan tesislerin geri ödemesi
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 6 Şubat 2023 tarihli Kahramanmaraş merkezli depremler nedeniyle ilan edilen olağanüstü hal kararında yer alan illerde, afetzede vatandaşlar için dağıtım şirketi adına kamu kurum veya kuruluşları tarafından tesis edilen dağıtım varlıklarının geri ödemesi, fiili olarak geri ödemenin başlamamış olması koşuluyla, bu Metodoloji kapsamında yeniden hesaplanır. Geçici Madde-1 yer verilen bedel kıyası yapılarak yüksek olan bedel, tesisin geçici kabulünün yapılmasını müteakip öngörülen geri ödeme süresinden önce de dağıtım şirketi tarafından ödenebilir. Ancak bu madde kapsamındaki geri ödemelerde Geçici Madde-1’de belirtilen “yazılı olarak bildirimde bulunulmamış olması” şartı aranmaz.
Yürürlükten kaldırma
MADDE 10 - (1) 23/9/2014 tarihli ve 29128 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Kullanıcı Tarafından Dağıtım Varlıklarının Tesis Edilme Metodolojisi yürürlükten kaldırılmıştır.
(2) Kullanıcı Tarafından Dağıtım Varlıklarının Tesis Edilme Metodolojisi’ne yapılan atıflar bu Metodolojiye yapılmış sayılır.
Yürürlük
Madde 11- (1) Bu Metodoloji yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 12- (1) Bu Metodoloji hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_57f7968297419.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13423 Karar Tarihi: 27/03/2025
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/03/2025 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar”ın Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
GÜN ÖNCESİ PİYASASINDA VE DENGELEME GÜÇ PİYASASINDA ASGARİ VE
AZAMİ FİYAT LİMİTLERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE
ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1 – 21/06/2015 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 maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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 3.400 TL/MWh olarak uygulanır. Bu uygulama süresince bu Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin ikinci fıkrası hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 2 – Bu Usul ve Esaslar 5/4/2025 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_581725d71718.docx | 24 Ekim 2015 tarih ve 29512 sayı ile Resmi Gazete de yayımlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5817 Karar Tarihi: 08/10/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 08/10/2015 tarihli toplantısında; 2016 yılında uygulanacak iletim ek ücretine ilişkin olarak aşağıdaki karar alınmıştır.
Madde 1-
4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunu’nun 5 inci maddesinin 7 inci fıkrasının (h) bendi ve 10 uncu maddesinin (A) fıkrasının (e ) bendi uyarınca 2016 yılında uygulanacak iletim ek ücreti, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi’nin iletim tarifesinin % 0,5 (binde beş)’ i oranında belirlenmiştir.
İletim ek ücretleri, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından aylık olarak hesaplanır ve takip eden ayın 25’ ine kadar Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu hesabına yatırılır.
Madde 2- Bu Karar 01.01.2016 tarihinden geçerli olmak üzere yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Madde 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_58e1488e26877.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI ÖLÇÜM SİSTEMLERİ YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN YÖNETMELİK
MADDE 1- 28/12/2023 tarihli ve 32413 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Ölçüm Sistemleri Yönetmeliğinin Geçici 2 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Kullanıcı mobil uygulamasının kurulumu
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 1/3/2025 tarihine kadar EPİAŞ tarafından bu Yönetmeliğin 7 nci maddesinde belirtilen kullanıcı mobil uygulaması ve internet sitesi kurulur.
(2) 1/4/2025 tarihine kadar elektrik dağıtım şirketleri tarafından bu Yönetmeliğin 7 nci maddesinde belirtilen veriler EPİAŞ’a sağlanır.”
MADDE 2- (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3- (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete Tarihi ve Sayısı | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete Tarihi ve Sayısı
28/12/2023 32413
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı
Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı
Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1. | 7/6/2024 32569 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_58e9458057858.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 7791 Karar Tarihi: 12/04/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 12/04/2018 tarihli toplantısında; 13/07/2017 tarih ve 7185 sayılı Kurul Kararının 2 nci maddesinin 3 nolu formülünün aşağıdaki şekliyle revize edilmesine;
“DOt,s=(0,65*DDOt)+(0,03*[(1+BDOt) *(1+ DDOt)-1])+(0,32*ÜDOt)” (3)
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_59158bf124924.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK PİYASASI KAPASİTE MEKANİZMASI YÖNETMELİĞİNDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1- 18/12/2021 tarihli ve 31693 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Kapasite Mekanizması Yönetmeliğinin 5 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(5) Dengeleme güç piyasası kapsamında yük alma ve yük atma talimatı alan santrallere, ilgili talimata denk gelen saatler için kapasite ödemesi yapılmaz.”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin ikinci fıkrasının (ğ) bendine “Rüzgar” ibaresinden sonra gelmek üzere “, hidrolik” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 3- Aynı Yönetmeliğin 8 inci maddesinin birinci, üçüncü ve dördüncü fıkraları aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Kapasite ödemelerine esas bir fatura dönemindeki bütçenin yüzde yirmi beşi ikinci fıkra kapsamında hesaplanarak ödenir.
(3) İkinci fıkra çerçevesinde hesaplanan ödeme oranlarına göre kapasite mekanizması kapsamında i kaynak türündeki p santraline f fatura döneminde yapılacak ödeme aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(2)
Bu formülde geçen;
KÖi,p,f : i kaynak türündeki p santraline f fatura döneminde yapılacak kapasite ödemesini (TL),
KAOi,f : i kaynak türü için f fatura dönemindeki kapasite ödeme oranını (%),
BUTCEf : f fatura dönemindeki kapasite mekanizmasına esas toplam bütçenin yüzde yirmi beşlik kısmını (TL),
KGi,p,f : i kaynak türündeki p santralinin f fatura dönemindeki kurulu gücünü (MW),
KGi,f : i kaynak türündeki santrallerin f fatura dönemindeki toplam kurulu gücünü (MW),
ifade eder.
(4) Kapasite ödemelerine esas bir fatura dönemindeki bütçenin yüzde yetmiş beşi, yerli kaynaklara öncelik verilmek suretiyle, aşağıdaki formül uyarınca hesaplanır:
(3)
Bu formülde geçen;
i: f fatura döneminde kapasite mekanizmasında yer alan santrali,
f: Kapasite mekanizması uygulamasının yapıldığı takvim yılındaki her bir fatura dönemini,
j: Her bir kaynak türünü,
k: f fatura döneminde, piyasa takas fiyatının i santralinin kullandığı kaynak türü için belirlenen değişken maliyet bileşeninden küçük ya da bu bileşene eşit olduğu uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
m: f fatura döneminde, piyasa takas fiyatının i santralinin kullandığı kaynak türü için belirlenen değişken maliyet bileşeninden küçük ya da bu bileşene eşit olduğu her bir uzlaştırma dönemini,
l: f fatura döneminde, piyasa takas fiyatının i santralinin kullandığı kaynak türü için belirlenen değişken maliyet bileşeninden büyük, toplam maliyet bileşeninden küçük olduğu uzlaştırma dönemlerinin sayısını,
n: f fatura döneminde, piyasa takas fiyatının i santralinin kullandığı 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 santraline f fatura dönemi için ödenecek toplam bedeli (TL),
KKOi : i santralinin kaynak türü için belirlenmiş olan ve sabit maliyet bileşeni hesaplamasında kullanılan kapasite kullanım oranını,
KGi: i santralinin kurulu gücünü (MW),
SMBf,j: f fatura dönemi için geçerli olmak üzere j kaynak türü için belirlenen sabit maliyet bileşenini (TL/MWh),
TMBf,j: f fatura dönemi için geçerli olmak üzere j kaynak türü için belirlenen toplam maliyet bileşenini (TL/MWh),
PTFt,f,n: t teklif bölgesi için f fatura döneminin n uzlaştırma dönemine ilişkin Gün Öncesi Piyasasında hesaplanan Piyasa Takas Fiyatını (TL/MWh),
ifade eder.”
(7) Kapasite ödemesi, Sistem İşletmecisine bildirilen emre amade kapasitelerin kurulu güç değerinden düşük olması halinde, bildirilen emre amade kapasite esas alınarak hesaplanır.
MADDE 4- Aynı Yönetmeliğin 10 uncu maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) İthal kömür veya ithal doğal gaz yakıtlı santrallerde, bir fatura dönemi içerisinde yerli kömür veya yerli doğal gaz kullanılarak elektrik üretimi yapılması halinde yerli kömür veya yerli doğal gaz kullanılarak yapılan üretim miktarının iki katı oranında yerli kaynak kapsamında, ithal kömür veya ithal doğal gaz kullanılarak yapılan üretim miktarı oranında ithal kaynak kapsamında kapasite ödemesi yapılır.”
MADDE 5- Bu Yönetmelik 1/1/2024 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 6- Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete'nin
Tarihi | Sayısı
18/12/2021 31693 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5929340153759.docx | EK-1
OSB VEYA EB DAĞITIM FAALİYETİ İÇİN LİSANS BAŞVURULARINDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
A. OSB DAĞITIM FAALİYETİ İÇİN LİSANS BAŞVURULARINDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) Başvuru Dilekçesi (Ek-1.A.1)
(Ek-1.A.1’deki örneğe uygun olarak hazırlanıp OSB kaşesi üzerine imzalanır. Yetkinin müştereken verilmesi halinde, müştereken yetki verilen kişilerin her biri tarafından imzalanır.)
2) Yetki Belgesi:
OSB’yi temsil ve ilzama yetkili şahıs ya da şahısların yetki belgelerinin aslı veya noter onaylı suretleri veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
3) OSB kuruluş protokolü veya ana sözleşmesinin aslı veya noter onaylı sureti veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
4) OSB Dağıtım Faaliyetine İlişkin Bilgi Formu (Ek-1.A.2).
(Ek-1.A.2’de verilen örnek forma uygun olarak Kurum internet sayfasından temin edilerek, başvurunun yapıldığı tarihteki mevcut bilgiler esas alınarak doldurulur.)
5) OSB Dağıtım Sistemi Tek Hat Şeması.
(Başvurunun yapıldığı tarihteki bağlı olduğu dağıtım şirketine ait dağıtım merkezi / merkezleri ile dağıtım hattını ve dağıtım merkezinin bağlı olduğu transformatör merkezini içerecek şekilde hazırlanır.)
6) Başvurunun yapıldığı tarihte OSB’nin onaylı sınırlarını gösteren, ilgili Bakanlık tarafından onaylanmış harita.
7) OSB onaylı sınırları içerisinde yer alan ve katılımcıların elektrik enerjisi üretimi ve/veya tüketimi için kullanılan dağıtım tesislerinin;
a) Dağıtım şirketinin kullanımında olanlarının devralındığına ilişkin OSB’nin sınırları içerisinde bulunduğu dağıtım şirketinden alınmış bilgi ve belgeler,
b) Katılımcılara ait olanlarının kullanım hakkının elde edildiğine ilişkin bilgi ve belgeler,
c) OSB’ye ait olması durumunda dağıtım şirketinden alınan OSB onaylı sınırları içerisinde dağıtım şirketinin kullanımında dağıtım tesisi bulunmadığına ilişkin yazı ile katılımcılara ait herhangi bir dağıtım tesisinin bulunmadığına ilişkin beyan.
8) OSB dağıtım lisansı verilmesi ile eş zamanlı olarak içinde bulunulan yılda uygulanmak üzere, dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedeller önerisi.
(Örnek tablo Kurum internet sitesinden alınarak, tabloda belirtilen bedeller OSB’nin mahiyetine uygun olarak doldurulacaktır.)
9) OSB dağıtım lisansı başvurusunda bulunulan yıl itibariyle geçerli lisans alma bedelinin tamamının Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge.
10) En az bir katılımcıya ait;
a) OSB’nin içinde bulunduğu dağıtım şirketi ile imzalanmış bağlantı anlaşması sureti veya OSB’nin içinde bulunduğu görevli tedarik şirketi ile imzalanmış perakende satış sözleşmesi sureti.
b) Tüketim tesisinin inşaat ruhsatının sureti.
11) OSB dağıtım sisteminde elektrik altyapısına ilişkin olarak yapılmış en son kabul tutanağının ön kapak sureti.
AÇIKLAMALAR:
1) Kuruma yapılacak lisans başvurularında başvuru dosyasındaki tüm belgeler, yukarıdaki sıraya uygun olarak dosyalanır.
2) Kamu kurum ve kuruluşları tarafından düzenlenen belgelerin asılları ile noter onaylı belgeler haricindeki tüm belgeler, lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilik kaşesi üzerine, tüzel kişiliği temsil ve ilzama yetkili şahıs/şahıslarca isim belirtilmek suretiyle, imzalanmış şekilde sunulur.
3) Lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin, daha önce Kuruma verilmiş bir lisans başvuru dosyasının bulunması, tüzel kişiyi gerekli belgeleri öngörülen biçimde vermekten muaf kılmaz.
4) İhtiyaç duyulması halinde; burada belirtilenler dışında her türlü ilave bilgi ve belge istenebilir.
Ek-1.A.1
OSB DAĞITIM LİSANSI BAŞVURU DİLEKÇESİ
T. C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
BAŞKANLIĞINA
(...................... Organize Sanayi Bölgesinde /........ ilinde ........... ilçesinde) OSB dağıtım faaliyeti için ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
OSB tüzel kişiliğinin unvanı:
Tüzel kişinin ilgili Bakanlığa kayıtlı olduğu yetki belgesi tarih ve sayısı:
Tüzel kişinin ilgili Bakanlığa kayıtlı sicil numarası:
OSB tüzel kişiliğinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgâh adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: (“OSB Dağıtım Faaliyeti İçin Lisans Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.)
Ek-1.A.2
OSB DAĞITIM FAALİYETİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU
Açıklama:
1) Virgülden sonra en fazla üç basamaklı olarak belirtilecektir.
2) İşletmeye alınmamış proje var ise; işletmeye alınmamış tesisler için projede öngörülen değerler ile mevcut işletmedeki tesisler için ayrı ayrı satırlarda yazılacaktır.
3) İşletmede olan OSB’ler tarafından doldurulacaktır.
B. EB DAĞITIM FAALİYETİ İÇİN LİSANS BAŞVURULARINDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) Başvuru Dilekçesi (Ek-1.B.1).
(Ek-1.B.1’deki örneğe uygun olarak hazırlanıp EB’den sorumlu tüzel kişi kaşesi üzerine imzalanır. Yetkinin müştereken verilmesi halinde, müştereken yetki verilen kişilerin her biri tarafından imzalanır.)
2) Yetki Belgesi:
EB’den sorumlu tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili şahıs ya da şahısların yetki belgelerinin aslı veya noter onaylı suretleri veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
3) EB’den sorumlu tüzel kişi tarafından, endüstri bölgesinin veya özel endüstri bölgesinin yönetilmesi ve işletilmesinden sorumlu olunduğunu gösteren, Sanayi ve Teknoloji Bakanlığından alınacak yazının aslı veya noter onaylı sureti veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi.
4) EB Dağıtım Faaliyetine İlişkin Bilgi Formu (Ek-1.B.2).
(Ek-1.B.2’de verilen örnek forma uygun olarak Kurum internet sayfasından temin edilerek, başvurunun yapıldığı tarihteki mevcut bilgiler esas alınarak doldurulur.)
5) EB Dağıtım Sistemi Tek Hat Şeması.
(Başvurunun yapıldığı tarihteki bağlı olduğu dağıtım şirketine ait dağıtım merkezi / merkezleri ile dağıtım hattını ve dağıtım merkezinin bağlı olduğu transformatör merkezini içerecek şekilde hazırlanır.)
6) Başvuru tarihi itibarıyla EB sınırlarının ve varsa ilave alanlarının ilan edildiği Resmi Gazete nüshası / nüshaları.
7) EB içerisinde yer alan ve yatırımcıların elektrik enerjisi üretimi ve/veya tüketimi için kullanılan dağıtım tesislerinin;
a) Dağıtım şirketinin kullanımında olanlarının devralındığına ilişkin EB’nin içerisinde bulunduğu dağıtım şirketinden alınmış bilgi ve belgeler,
b) Yatırımcılara ait olanlarının kullanım hakkının elde edildiğine ilişkin bilgi ve belgeler,
c) EB’den sorumlu tüzel kişiye ait olması durumunda dağıtım şirketinden alınan EB içerisinde dağıtım şirketinin kullanımında dağıtım tesisi bulunmadığına ilişkin yazı ile yatırımcılara ait herhangi bir dağıtım tesisinin bulunmadığına ilişkin beyan.
8) EB dağıtım lisansı verilmesi ile eş zamanlı olarak içinde bulunulan yılda uygulanmak üzere, dağıtım sisteminin kullanımına ilişkin bedeller önerisi.
(Örnek tablo Kurum internet sitesinden alınarak, tabloda belirtilen bedeller EB’nin mahiyetine uygun olarak doldurulacaktır.)
9) EB dağıtım lisansı başvurusunda bulunulan yıl itibarıyla geçerli lisans alma bedelinin tamamının Kurum hesabına yatırıldığına ilişkin belge.
10) En az bir yatırımcıya ait;
a) EB’nin sınırları içerisinde bulunduğu dağıtım şirketi / TEİAŞ ile imzalanmış bağlantı anlaşması sureti veya EB’nin sınırları içerisinde bulunduğu görevli tedarik şirketi ile imzalanmış perakende satış sözleşmesi sureti.
b) Tüketim tesisinin inşaat ruhsatının sureti.
11) EB dağıtım sisteminde elektrik altyapısına ilişkin olarak yapılmış en son kabul tutanağının ön kapak sureti.
12) Yasaklı Olmama Beyanı (Ek-1.B.3-4).*
* Her iki beyan da doldurularak sunulacaktır.
AÇIKLAMALAR:
1) Kuruma yapılacak lisans başvurularında başvuru dosyasındaki tüm belgeler, yukarıdaki sıraya uygun olarak dosyalanır.
2) Kamu kurum ve kuruluşları tarafından düzenlenen belgelerin asılları ile noter onaylı belgeler haricindeki tüm belgeler, lisans başvurusunda bulunan tüzel kişilik kaşesi üzerine, tüzel kişiliği temsil ve ilzama yetkili şahıs/şahıslarca isim belirtilmek suretiyle, imzalanmış şekilde sunulur.
3) Lisans başvurusunda bulunan tüzel kişinin, daha önce Kuruma verilmiş bir lisans başvuru dosyasının bulunması, tüzel kişiyi gerekli belgeleri öngörülen biçimde vermekten muaf kılmaz.
4) İhtiyaç duyulması halinde; burada belirtilenler dışında her türlü ilave bilgi ve belge istenebilir.
Ek-1.B.1
EB DAĞITIM LİSANSI BAŞVURU DİLEKÇESİ
T. C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
BAŞKANLIĞINA
(...................... Endüstri Bölgesinde /........ ilinde ........... ilçesinde) EB dağıtım faaliyeti için ........... Anonim Şirketine ..... yıl süreyle lisans almayı talep etmekteyiz.
Lisans başvurumuzun kabulünü ve tüzel kişiliğimize lisans verilmesini arz ederiz.
EB’nin unvanı:
EB’den sorumlu tüzel kişinin 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: (“EB Dağıtım Faaliyeti İçin Lisans Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.)
Ek-1.B.2
EB DAĞITIM FAALİYETİNE İLİŞKİN BİLGİ FORMU
Açıklama:
1) Virgülden sonra en fazla üç basamaklı olarak belirtilecektir.
2) İşletmeye alınmamış proje var ise; işletmeye alınmamış tesisler için projede öngörülen değerler ile mevcut işletmedeki tesisler için ayrı ayrı satırlarda yazılacaktır.
3) İşletmede olan EB’ler tarafından doldurulacaktır.
Ek-1.B.3
YASAKLI OLMAMA BEYANI
EB dağıtım lisansı 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.
*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-1.B.4
YASAKLI OLMAMA BEYANI
EB dağıtım 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 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.
*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.
Tüzel Kişiyi Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
OSB’nin unvanı ve adresi | :
OSB’nin sınırları içerisinde bulunduğu dağıtım bölgesi | :
OSB dağıtım tesisinin toplam transformatör sayısı / kurulu gücü 1- 3 | : ...Adet / ...... MVA
Önceki yıla ilişkin (........ yılı) yıllık puant değeri 3 | : ...... MW
OSB’de bir önceki yıl (.........yılı) dağıtıma sunulan yıllık elektrik dağıtım miktarı 3 | : ...... kWh
Öngörülen ortalama yıllık elektrik dağıtım miktarı 2
(tüm tesisler için) | : ...... kWh
Katılımcı sayısı | : ......... Adet
Serbest tüketici hakkını kazanan / kullanan katılımcı sayısı 3 | : ..... Adet /.... Adet
Hat uzunlukları (km) 3 | : .....OG ......AG
Direk sayıları (Adet) 3 | : .....OG ......AG
Armatür ve lamba 3 | : ..... Adet
Lisans Başvurusunda Bulunan Tüzel Kişiyi Temsil ve İlzama Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
Tüzel Kişiyi Temsile Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
Kaşe
Tarih
EB’nin unvanı ve adresi | :
EB’den sorumlu tüzel kişinin unvanı ve adresi
EB’nin sınırları içerisinde bulunduğu dağıtım bölgesi | :
EB dağıtım tesisinin toplam transformatör sayısı / kurulu gücü 1- 3 | : ...Adet / ...... MVA
Önceki yıla ilişkin (........ yılı) yıllık puant değeri 3 | : ...... MW
EB’de bir önceki yıl (.........yılı) dağıtıma sunulan yıllık elektrik dağıtım miktarı 3 | : ...... kWh
Öngörülen ortalama yıllık elektrik dağıtım miktarı 2
(tüm tesisler için) | : ...... kWh
Yatırımcı sayısı | : ......... Adet
Serbest tüketici hakkını kazanan / kullanan yatırımcı sayısı 3 | : ..... Adet /.... Adet
Hat uzunlukları (km) 3 | : .....OG ......AG
Direk sayıları (Adet) 3 | : .....OG ......AG
Armatür ve lamba 3 | : ..... Adet
Lisans Başvurusunda Bulunan 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_5938a96f49415.docx | TÜRKİYE ELEKTRİK İLETİM ANONİM ŞİRKETİ
İLETİM SİSTEMİ SİSTEM KULLANIM VE SİSTEM İŞLETİM TARİFELERİNİ HESAPLAMA VE UYGULAMA YÖNTEM BİLDİRİMİ
1/1/2024
Bu Doküman Hakkında
Yöntem Bildirimi elektrik piyasası mevzuatı esas alınarak hazırlanmıştır.
Bu dokümanda, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi’nin (TEİAŞ) iletim sistemi sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin belirlenmesinde ve uygulanmasında izlenen yöntem açıklanmaktadır.
Yöntem Bildirimi başlıklı bu doküman, TEİAŞ İletim Lisansının yürürlüğe girdiği tarihten itibaren yasal olarak uygulanmaya başlamıştır.
Yöntem Bildirimi ile ilgili olarak her uygulama dönemi için gerekli düzenlemeler TEİAŞ tarafından yapılmakta ve Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından incelenmesinin ardından onaylanarak yayımlanmaktadır. Bu doküman ilk olarak ülkemizde serbest enerji piyasasının oluşmasıyla birlikte 1/4/2003 tarihinde EPDK tarafından yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.
1/4/2003 tarihinden itibaren Yatırım Maliyetine Dayalı Fiyatlandırma (YMDF)’nın uygulanması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz alınarak oluşturulan 22 tarife bölgesine ilişkin iletim sistemi sistem kullanım tarifeleri uygulanmaya başlamıştır. İletim sistemi sistem kullanım tarifeleri 1/4/2004 tarihinden başlamak üzere, 2003 yılına ilişkin iletim sistemi sistem kullanım tarifelerinin sinyal yapısı korunarak uluslararası enterkonneksiyona ilişkin 23 üncü tarife bölgesinin de eklenmesi ile 23 tarife bölgesi için uygulamaya başlanmıştır. 23 üncü tarife bölgesi, sadece enerji ithal veya ihraç eden iletim sistemi kullanıcıları için ulusal elektrik sistemimizin herhangi bir bağlantı noktasında yapılacak olan elektrik enerjisi ithalatı veya ihracatında rekabet ortamının olmaması nedeniyle ve her bağlantı noktasında eşit tarife uygulama politikası gözetilerek TEİAŞ tarafından EPDK’nın da onayıyla iletim sistemi sistem kullanım tarifesine eklenmiştir.
2009 yılı itibariyle üç yılı kapsayacak ikinci uygulama dönemine geçilmiş olması nedeniyle YMDF esasları doğrultusunda 2003 yılından itibaren geçen süre içinde iletim şebekemizde meydana gelen gelişme ve büyümeye ilişkin veriler kullanılarak iletim sistemi sistem kullanımına ilişkin 14 tarife bölgesi belirlenmiş ve enterkoneksiyonlar için ithalat ve ihracata ilişkin tarife bölgeleri korunmuştur.
2012 yılı itibariyle üçüncü uygulama dönemine başlanmış olması nedeniyle, YMDF’nin çalıştırılması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz alınarak 14 yeni tarife bölgesi belirlenmiş ve geçen süre içinde elektrik enerjisi ithalatı veya ihracatında rekabet ortamının gelişmesiyle birlikte uluslararası enterkoneksiyona ilişkin ayrı tarife bölgesi uygulaması kaldırılmıştır.
2015 yılı itibariyle dördüncü uygulama dönemine başlanmış olması nedeniyle, YMDF’nin çalıştırılması sonucu elde edilen noktasal sinyaller baz alınarak 14 yeni tarife bölgesi belirlenmiştir.
2016 yılı Mayıs ayı itibariyle, iletim bedelleri tespit edilirken göz önüne alınan kapasite (MW) değerine ek olarak, enerji (MWh) değeri de bir bileşen olarak hesaplamalara dahil edilmeye başlanmıştır.
2018 yılı itibariyle beşinci uygulama dönemine başlanmış ve dördüncü uygulama dönemi için noktasal sinyaller baz alınarak belirlenen 14 tarife bölgesinde değişiklik yapılmadan bu bölgelerle devam edilmiştir.
2021 yılı itibariyle altıncı uygulama dönemine başlanmış olup, altıncı uygulama döneminde uygulanacak 15 tarife bölgesi 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR) esas alınarak tespit edilmiştir.
2024 yılı itibariyle yedinci uygulama dönemine başlanmış olup, yedinci uygulama döneminde uygulanacak 15 tarife bölgesi 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR) esas alınarak tespit edilmiştir. Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas sistem kullanım ve sistem işletim tarifeleri T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (Bakanlık) görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilmekte ve bu durumda ilgili bedeller EPDK onayına sunulmaktadır.
Uygulamada zamana bağlı hükümler bu Yöntem Bildiriminin yürürlükte olduğu süreler için geçerlidir.
FİYATLANDIRMA İLE İLGİLİ DÜZENLEMELER VE ANLAŞMALAR
Sisteme Bağlantı ve Sistem Kullanımı
Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği (BSKY) ile ilgili mevzuat çerçevesinde hazırlanan bağlantı, sistem kullanım, enterkoneksiyon kullanım anlaşmaları; kullanıcının iletim sistemiyle olan bağlantısına ve/veya iletim sistemini kullanımına ilişkin teknik hususlar ile iletim sisteminin kullanımı ve/veya sisteme bağlantı konusundaki şartları belirler.
Bu kapsamda, kullanıcılarla bağlantı anlaşması, sistem kullanım anlaşması, enterkonneksiyon kullanım anlaşması olmak üzere üç tür anlaşma yapılır. İletim sistemine doğrudan bağlanan iletim sistemi kullanıcıları hem bağlantı anlaşması hem de sistem kullanım anlaşması, enterkoneksiyon kullanıcıları ise enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalamak zorundadırlar.
Bir kullanıcının BSKY ve bağlantı ve/veya sistem kullanım anlaşmaları kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirememesi veya kendi isteğiyle bağlantısını koşullu veya koşulsuz olarak sona erdirmesi durumunda, BSKY’nin ilgili hükümleri uygulanır.
TEİAŞ’ın iletim sistemini, enterkonneksiyon kullanıcısı olarak ihracat ve/veya ithalat amacıyla kullanmak isteyen tüzel kişiler TEİAŞ ile enterkonneksiyon kullanım anlaşması imzalamak zorundadır. Kapasite tahsisinin ihale yoluyla yapıldığı enterkonneksiyon hatları üzerinden, elektrik enerjisinin ithalatı ve/veya ihracatı faaliyetinde bulunacak kullanıcılar senkron paralel işletilen bağlantılarda Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda, senkron paralel işletilmeyen bağlantılarda ise, Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda hareket etmekle yükümlüdürler.
TEİAŞ ile anlaşma yapılıp yapılmadığına bakılmaksızın iletim sistemi kullanıcılarına ilişkin olarak; TEİAŞ mülkiyetindeki ve/veya kullanıcı mülkiyetindeki satışa esas ölçü sistemlerinde yer alan sayaçların periyodik bakım çalışmaları sistem kullanım anlaşmasında belirtilen sürelerde yapılacaktır. Periyodik bakım kapsamında sistem kullanım anlaşmasında belirtilen iş ve işlemler gerçekleştirilecektir. Mevzuat gereği ölçü noktası iletim sistemi kullanıcı tesislerinde olan/olması gereken sayaçların testlerine ilişkin bedeller Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi Genel Müdürlüğü Mal ve Hizmet ile Araç Gereç Kira Yönetmeliği hükümlerine göre tahsil edilir.
İletim Sistemi Fiyatlandırma Esasları
İletim sistemi sistem kullanım ve sistem işletim tarifeleri Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, İletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ ve ilgili diğer mevzuat çerçevesinde TEİAŞ’ın maliyetleri dikkate alınarak EPDK tarafından onaylanan gelir tavanları doğrultusunda belirlenmektedir.
İletim Sistemi Maliyetleri
TEİAŞ’ın maliyetleri, temel olarak elektriğin iletim sistemi üzerinden güvenilir bir şekilde naklini teminen iletim sistemi varlıklarına ilişkin yapılan yatırımlar ve iletim sisteminin işletme, bakım, yan hizmetler, iletim sistemi kayıpları, sıfır bakiye düzeltme tutarı ve kapasite mekanizması ile ilgili mevzuat gereğince TEİAŞ tarafından yürütülen faaliyetlere ilişkin maliyetlerden oluşur. Bu maliyetler, kullanıcılardan alınan sistem kullanım ve sistem işletim bedelleri ile karşılanır. TEİAŞ, iletim lisansı uyarınca, iletim sisteminin belirli standartlara uygun olarak planlanmasından, geliştirilmesinden ve işletilmesinden sorumludur. Dolayısıyla, sermaye yatırımı ihtiyaçları bu standartlara uyma zorunluluğundan kaynaklanmaktadır.
Kullanıcının iletim sistemine bağlanabilmesi için ilave iletim sistemi varlıklarının tesisinin gerektiği ve TEİAŞ’ın bu varlıkların tesisini finanse edecek yeterli finansmanın mevcut olmadığı veya zamanında yatırım planlaması yapılamadığı durumlara ilişkin uygulama 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve ilgili mevzuat kapsamında belirlenen esaslar uyarınca gerçekleştirilir.
TEİAŞ’ın Gelirleri
TEİAŞ’ın gelirlerini sistem kullanım ve sistem işletim tarifeleri oluşturmaktadır. Bu dokümanda sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin hesaplanmasına ve uygulanmasına ilişkin esaslar düzenlenmiştir.
TEİAŞ’ın elektrik enerjisi iletim faaliyetlerinden elde edeceği gelir tavanları, EPDK tarafından, yürürlükteki Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, İletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ, ilgili diğer mevzuat ile TEİAŞ’ın iletim lisansı çerçevesinde belirlenir. TEİAŞ’ın maliyetleri esas alınarak hesaplanan gelir tavanlarının bir önceki yıla göre artış oranları, ilgili yılın yıllık enflasyon artış oranından bağımsızdır.
Sistem kullanım tarifesi sabit ve değişken olmak üzere iki bileşenden oluşmakta olup sabit ve değişken sistem kullanım tarifesine ait gelir tavanları, EPDK tarafından belirlenen oran dikkate alınarak hesaplanır. t fiyatlandırma yılına ilişkin sabit sistem kullanım tarifeleri, sistem kullanım anlaşması yapmış olan kullanıcıların anlaşmaları ile tahsis edilmiş alış/veriş kapasiteleri, sistem kullanım anlaşması yapmamış kullanıcıların fiyatlandırma yılından bir önceki yılda ölçülen en yüksek alış/veriş kapasiteleri; senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden ithalat ve/veya ihracat yapan enterkonneksiyon kullanıcılarının, enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarında akde bağlanan tahsis edilmiş kapasiteleri ile EPDK tarafından belirlenen gelir paylaşım oranları dikkate alınarak; değişken sistem kullanım tarifesi ile sistem işletim tarifesi ise mevcut iletim sistemi kullanıcılarının iletim sistemine verdikleri ve/veya aldıkları, fiyatlandırma yılından bir önceki yılın enerji değerleri ve EPDK tarafından belirlenen gelir paylaşım oranları dikkate alınarak hesaplanır.
Sabit sistem kullanım tarifesi gelir tavanı esas alınarak yıllık olarak MW başına, değişken sistem kullanım tarifesi ile sistem işletim tarifesi ise gelir tavanları esas alınarak üretilen ve/veya tüketilen enerji için MWh başına TEİAŞ tarafından hesaplanır ve EPDK tarafından onaylanır.
SİSTEM KULLANIM TARİFELERİNİN BELİRLENMESİ
Sabit Sistem Kullanım Tarifesi
Bölgesel Bağlanabilir Kapasite Raporu (BBKR)
Sabit sistem kullanım tarifelerinin hesaplanması için 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında TEİAŞ tarafından hazırlanan BBKR’de yer alan beş yıllık bölgesel bağlanabilir kapasite (MW) değerleri ve aşağıda detayları yer alan kabuller esas alınır.
Bölgesel kapasitelerin belirlenmesinde iletim şebekesinin arz talep dengeleri, talep tahminleri, kaynağa bağlı kurulu güç projeksiyonları ve bölgesel emre amade oranları gibi kriterler dikkate alınarak hesaplamalar yapılır. Talep tahminlerinin aylık bazda toplamları dikkate alınarak ilk beş yıllık ve ikinci beş yıllık süreçlerde en yüksek değerin yakalandığı ay için ilgili bölge puantı dikkate alınarak kapasiteler hesaplanır.
BBKR esas alınarak elde edilen fiyatlar, sisteme bağlı üretim ve tüketimin beklenen MW değerlerine uygulandığında elde edilecek gelir EPDK tarafından belirlenen gelir tavanını sağlayacak şekilde ayarlanır. Sabit sistem kullanım tarifelerinde yapılacak ayarlamalar, BBKR vasıtasıyla sağlanan bölgesel sinyalleri koruyacak şekilde düzenlenir. Bu kapsamda, sabit sistem kullanım tarifeleri bölgelere göre değişiklik gösterir.
İletim sistemine enerji veren ve/veya iletim sisteminden enerji alan bütün iletim sistemi kullanıcılarının enterkonneksiyon kullanım anlaşmalarında veya sistem kullanım anlaşmalarında yer alan maksimum veriş kapasitesi (MW) dikkate alınarak üretim sabit sistem kullanım tarifeleri, maksimum alış kapasitesi (MW) dikkate alınarak tüketim sabit sistem kullanım tarifeleri belirlenir. Dolayısıyla, tarifelerin sabit bileşeni MW (maksimum veriş/alış kapasitesi) başına yıllık olarak uygulanır.
TEİAŞ’ın sabit sistem kullanım tarifelerini belirlemesinde dikkate alınan hususlar bunlarla sınırlı olmamak üzere aşağıda sıralanmıştır:
Benimsenen esasların netliğinin ve fiyatlandırma yöntemi şeffaflığının sağlanması,
Mevcut kullanıcılara ve sisteme yeni katılacak taraflara ve maliyetlere ilişkin doğru ve istikrarlı fiyat mesajlarının verilmesi,
Fiyatlandırmanın, sağlanan hizmetler esas alınarak yapılması ve bu yapılırken ortalama maliyetlerin değil artan maliyetlerin esas alınması ve bu yolla iletim sisteminin optimal kullanımının ve optimal yatırımların teşvik edilmesi,
İlgili maliyet parametreleri ve zaman dilimleri çerçevesinde pratik olan uygulamaların benimsenmesi.
Tarifenin Hesaplanması
Sistem kullanım tarifeleri iki ayrı bileşenden oluşmaktadır. Bunların ilki, kullanıcının bulunduğu yere bağlı olarak değişen bileşendir. Bu bileşen, BBKR kullanılarak farklı noktalar arasında toptan elektrik naklini sağlamak üzere iletim sisteminde yapılması gereken sermaye yatırımlarının ve iletim sisteminin aynı amaç doğrultusunda bakımının gerçekleştirilmesinin maliyetlerini yansıtmak üzere belirlenir. İkinci bileşen, kullanıcının bulunduğu yere bağlı olmayan, gelir tavanına ulaşılabilmesi ile ilgili olan bileşendir. Sabit sistem kullanım tarifelerinin hesaplanma süreci aşağıda adım adım açıklanmıştır. Bu sürecin temel bileşenleri şunlardır:
Gerekli maliyet verilerinin belirlenmesi,
BBKR’nin hazırlanması,
Nihai tarifenin hesaplanması.
Sabit Sistem Kullanım Tarifelerinin Hesaplanması
BBKR’de yer alan beş yıllık bölgesel bağlanabilir üretim kapasite (MW) verileri esas alınarak üretim kapasite talepleri belirlenen bölgeler gruplandırılır. Gruplandırılan bölgelerden her biri için kapasite farkı (kf) belirlendikten sonra, kapasite talebi en yüksek olan bölge ile en yüksek kapasite fazlası olan bölge arasındaki mutlak değer toplam kapasite farkı (TKF) hesaplanır.
kf = (İlgili Bölgenin Üretim Kapasitesi Talebi veya Fazlası)
TKF = |En Yüksek Üretim Kapasitesi Talebi| + |En Yüksek Üretim Kapasitesi Fazlası|
Bölgeler arası toplam kapasite (MW) farkı TKF, (r) ile oranlanarak her 1 MW için kapasite katsayısı (n) belirlenir.
Yukarıdaki formüllerde:
r, Sabit Sistem Kullanım Tarifeleri arasındaki birim oransal fark olup, yedinci uygulama dönemi için bu oransal fark üretime esas kurulu güç artışı olan 3,19 olarak uygulanacaktır.
n, 1 MW kapasite için uygulanan kapasite katsayısıdır.
Ütk , üretime esas sistem kullanım tarife katsayısıdır.
Ttk , tüketime esas sistem kullanım tarife katsayısıdır.
Yukarıda açıklandığı şekilde üretime esas Ütk bulunur, tüketime esas sistem kullanım tarife katsayısı Ttk için hesaplama yapılmaz. Tüm bölgelerin Ütk katsayısı artan şekilde sıralanır ve Ütk sıralamasının tersi tüketime esas sistem kullanım tarifesi katsayısı Ttk olarak hesaplamalarda kullanılır.
Üretime esas her bir tarife bölgesi için ilgili bölgenin (t-1) yılında geçerli olan üretime esas sabit sistem kullanım tarifesi ile ilgili bölge için bulunan Ütk katsayısı oranında azaltma veya arttırma işlemi yapılır. (Ütk pozitif olduğu durumda tarifede azaltma, negatif olduğu durumda tarifede arttırma işlemi uygulanır.) Tüketime esas her bir tarife bölgesi içinde yukarıda açıklandığı şekilde Ttk katsayısı kullanılarak işlem yapılır.
BBKR hazırlanmasında ve bölgelerin oluşturulmasında yapılan kabul ve işlemler her yıl TEİAŞ kurumsal web sitesinde yer alan BBKR’de açıklanmaktadır.
Nihai Tarifenin Hesaplanması
BBKR esas alınarak belirlenen nihai tarifelerin hesaplanma süreci aşağıdaki aşamalardan oluşur;
Üretim ve tüketim için bölgesel “ham tarifelerin” ve bunun sonucunda ortaya çıkan ara gelirin hesaplanması,
TEİAŞ’ın gelir tavanına göre gelir elde edebilmesini sağlamak üzere ham tarifeler esas alınarak nihai tarifelerin hesaplanması.
Ara Gelirin Hesaplanması
Gelir tavanını elde etmek amacıyla “ham tarifeler” üzerinde gerekli ayarlamaları belirlemek için, “ham tarifelerin” tüm üretime ve tüketime uygulanmasıyla elde edilen toplam miktar olan ara gelirler hesaplanır.
Üretim ve tüketim için bölgesel ara gelirlerin hesaplanmasında aşağıdaki formüller kullanılır;
Burada;
→ z, ilgili tarife bölgesini,
→, z bölgesinde üretimden elde edilen TL cinsinden ara geliri,
→ , z bölgesinde üretim için hesaplanan TL cinsinden “ham tarifeyi”,
→ , i düğüm noktasındaki MW cinsinden maksimum veriş kapasitesini,
→ , z bölgesinde tüketimden elde edilen TL cinsinden ara geliri,
→ , z bölgesinde tüketim için hesaplanan TL cinsinden “ham tarifeyi”,
→ , i düğüm noktasındaki MW cinsinden maksimum alış kapasitesini
ifade eder.
Üretim ve tüketim için toplam ara gelirler, tüm bölgelerdeki bölgesel ara gelirlerin toplanmasıyla hesaplanır.
Hesaplamada şu formül kullanılır;
Burada;
z, tarife bölgesi sayısını,
üretimden elde edilen TL cinsinden toplam ara geliri,
tüketimden elde edilen TL cinsinden toplam ara geliri,
ifade eder.
Üretim ve Tüketimden Karşılanacak Olan Toplam Gelirin Hesaplanması
Sabit sistem kullanım bedellerinden karşılanacak olan gelir tavanı, Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği, İletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ ve ilgili diğer mevzuat ile TEİAŞ’ın iletim lisansı hükümlerine göre belirlenir. Bu miktar, aşağıdaki formüle uygun olarak üretim ve tüketim arasında paylaştırılacaktır.
Burada;
üretimden karşılanacak olan TL cinsinden toplam geliri,
tüketimden karşılanacak olan TL cinsinden toplam geliri,
ilgili fiyatlandırma yılı için, sabit sistem kullanım bedellerinden karşılanacak olan TL cinsinden gelir tavanını,
ifade eder.
Her Bir Fiyatlandırma Bölgesi İçin Nihai Üretim ve Tüketim Sabit Sistem Kullanım Tarifelerinin Hesaplanması
Gelir tavanı ve ara gelirler arasındaki farkın karşılanabilmesi amacıyla, elde edilen ara gelir ile elde edilmesi gereken gelir oranlanır, çıkan oran ile ham tarifeler çarpılarak nihai tarifelere ulaşılır.
Burada;
, üretime esas ham tarifelerin nihai tarifelere ulaşılması için çarpım katsayısı
, tüketime esas ham tarifelerin nihai tarifelere ulaşılması için çarpım katsayısı
ifade eder.
Değişken Sistem Kullanım Tarifesi
Değişken sistem kullanım tarifesi MWh başına alınmakta olup bölgelere göre değişiklik göstermemektedir. Değişken sistem kullanım tarifelerine esas enerji değerlerinin belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.
Üretim Değişken Sistem Kullanım Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan ve TL/MWh cinsinden birim üretim değişken sistem kullanım tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden üretim değişken sistem kullanım gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
Tüketim Değişken Sistem Kullanım Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan ve TL/MWh cinsinden birim tüketim değişken sistem kullanım tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden tüketim değişken sistem kullanım gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
SİSTEM KULLANIM TARİFESİ FİYATLANDIRMA UYGULAMALARI
Sabit Sistem Kullanım Tarifesi Fiyatlandırma Uygulamaları
İletim sistemi kullanıcılarının ödemekle yükümlü olacağı üretim ve tüketim sabit sistem kullanım bedelleri, her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olan sabit sistem kullanım tarifesine esas miktar (MW) baz alınarak belirlenir. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri için veriş yönlü sabit sistem kullanım bedeli uygulanmaz, bu tesisler ile ilişkili tüketim tesislerinin iletim sisteminde aynı veya farklı ölçüm noktasında kurulmalarından bağımsız olarak tüketim yönlü sabit sistem kullanım bedeli uygulanır.
Sistem kullanım fiyatlandırma noktası, sabit sistem kullanım tarifesiyle ilişkili olan ve sabit sistem kullanım bedeline esas miktar için hangi bölgesel tarifenin uygulanacağını belirleyen coğrafi noktadır. Sistem kullanım fiyatlandırma noktaları, üretim ya da tüketim tesisinin iletim sistemine bağlı olduğu trafo merkezinin bulunduğu il sınırlarına göre belirlenir. Bu esasın uygulanmasına ilişkin ayrıntılar 4 üncü Bölümde verilmiştir. TEİAŞ’ın iletim sistemindeki her bir bağlantı noktası için en az bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası olacaktır. Sistem kullanım fiyatlandırma noktaları, her bir bağlantı noktasındaki her kullanıcı başına bir tane olacak şekilde belirlenecektir.
Sabit sistem kullanım bedellerine esas miktar, 2 nci Bölüm doğrultusunda hesaplanan bölgesel sabit sistem kullanım tarifelerinin uygulanacağı MW miktarıdır. Sabit sistem kullanım tarifelerine esas miktarların belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.
Bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası için toplam sabit sistem kullanım bedelleri şu şekilde hesaplanmaktadır.
Burada;
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasındaki tüketim kapasitesi karşılığında uygulanacak TL cinsinden sabit sistem kullanım bedelini,
kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak tüketim sabit sistem kullanım tarifelerine esas MW cinsinden maksimum tüketim kapasite miktarını,
p sistem kullanım fiyatlandırma noktasının yer aldığı z bölgesinde tüketim kapasitesine uygulanacak olan TL/MW cinsinden sabit sistem kullanım tarifesini,
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasındaki üretim kapasitesi karşılığında uygulanacak TL cinsinden sabit sistem kullanım bedelini,
kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak üretim sabit sistem kullanım tarifelerine esas MW cinsinden üretim kapasite miktarını,
p sistem kullanım fiyatlandırma noktasının yer aldığı z bölgesinde üretim kapasitesine uygulanacak olan TL/MW cinsinden sabit sistem kullanım tarifesini,
ifade eder.
Fiyatlandırma yılı boyunca geçerli olacak üretim ve tüketim için sabit sistem kullanım tarifeleri, söz konusu fiyatlandırma yılından bir önceki yılın son ayı yayımlanacak olan bu Yöntem Bildirimi ile birlikte EPDK tarafından onaylanır. Bu doküman ile birlikte, kullanıcının her bir fiyatlandırma bölgesine düşen sistem kullanım fiyatlandırma noktalarının hangileri olduğunu anlamasına imkan verecek, üretim ve tüketim sabit sistem kullanım fiyatlandırma bölgelerinin açıklandığı il bilgileri de yayımlanır.
Fiyatlandırma bölgelerinin tespitinde, uygulama döneminin ilk yılına esas olan BBKR kullanılır. Uygulama dönemi boyunca fiyatlandırma bölgelerinin sınırları değiştirilmemektedir. Yeni bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası, coğrafi konumu itibariyle bulunduğu ilin fiyatlandırma bölgesine dahil edilir.
Fiyatlandırma bölgesi sınırlarının, yukarıda adı geçen sebep haricinde, her yıl yeniden belirlenmesi gerekmeyecektir. Fiyatlandırma bölgelerinin sınırları her bir Uygulama Dönemi öncesinde yeniden belirlenebilmekle birlikte bir önceki uygulama dönemi için belirlenen fiyatlandırma bölgelerinde değişiklik yapılmadan da uygulamaya devam edilebilir. Uygulama dönemi öncesinde fiyatlandırma bölgelerinin sınırlarının (tarife bölgeleri) yeniden belirlenmesi ve değişmesi halinde, tarife bölgelerinin EPDK Kurul Kararı ile yürürlüğe girdiği tarih itibariyle sistem kullanım anlaşmalarının yenilenmemiş olması durumunda dahi iletim bedellerinin tespit edilmesi açısından EPDK Kurul Kararı ile yürürlüğe giren tarife bölgeleri ve yürürlükte olan mevcut sistem kullanım anlaşmalarında yer alan alış kapasitesi ve veriş kapasitesi geçerli olacaktır.
Değişken Sistem Kullanım Tarifesi Fiyatlandırma Uygulamaları
İletim sistemi kullanıcılarının ödemekle yükümlü olacağı üretim ve tüketim değişken sistem kullanım bedelleri, her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olan değişken sistem kullanım tarifesine esas miktar (MWh) baz alınarak belirlenir. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri için üretime esas farklılaştırılmış değişken sistem kullanım tarifesi belirlenebilir.
Bir sistem kullanım fiyatlandırma noktası için toplam değişken sistem kullanım bedelleri aşağıda belirtildiği şekilde hesaplanmakta olup, değişken sistem kullanım tarifelerine esas miktarların belirlenmesine dair ayrıntılar 4 üncü Bölümde açıklanmaktadır.
Burada;
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında iletim sisteminden alınan enerji (MWh) karşılığında uygulanacak TL cinsinden değişken sistem kullanım bedelini,
kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak tüketim değişken sistem kullanım tarifelerine esas MWh cinsinden iletim sisteminden alınan enerji miktarını,
p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında tüketime uygulanacak TL/MWh cinsinden değişken sistem kullanım tarifesini,
kullanıcı u’ya, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında iletim sistemine verdiği enerji (MWh) karşılığında uygulanacak TL cinsinden değişken sistem kullanım bedelini,
, kullanıcı u’nun, t fiyatlandırma yılı süresince p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında geçerli olacak üretim değişken sistem kullanım tarifelerine esas MWh cinsinden iletim sistemine verdiği enerji miktarını,
, p sistem kullanım fiyatlandırma noktasında üretime uygulanacak TL/MWh cinsinden değişken sistem kullanım tarifesini,
ifade eder.
SİSTEM KULLANIM BEDELLERİ
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri – Ortak Hükümler
Sabit sistem kullanım bedelleri, yürürlükteki mevzuat uyarınca iletim sistemi kullanıcısı konumunda bulunan aşağıdaki kullanıcılara iletim sistemi kullanımı kapsamında yansıtılır. Sabit sistem kullanım bedeline esas üretim ve tüketim yönlü kapasite değeri tespit edilirken, sayaçların 15 dakikalık eş zamanlı üretim toplamı ve eş zamanlı tüketim toplamı temel alınacaktır.
Kullanıcının iletim sistemine bağlandığı noktanın sınırları içerisinde bulunduğu il, kullanıcıya uygulanacak sabit sistem kullanım tarife bölgesini belirleyecektir. İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçü noktası, Elektrik Piyasası Ölçüm Sistemleri Yönetmeliği ve ilgili diğer mevzuatta belirtildiği yerde olacaktır. Mevzuatta tanımlı her bir satışa esas ölçü noktasında tesis edilen ve sistem kullanım tarifelerine ilişkin amaçlar doğrultusunda verilerin kaydedilmesinde kullanılacak olan sayaçlar ve ölçü teçhizatının özellikleri yürürlükteki mevzuata uygun olmalıdır.
Elektrik Piyasası Ölçüm Sistemleri Yönetmeliğinde belirtilen tanımlı ölçü noktalarıyla alış/veriş kapasitelerinin tespit edilememesi veya kullanıcının bir bağlantı noktasındaki alış/veriş kapasitelerinin birden fazla ölçüm noktasından tespit edilmesinin söz konusu olduğu durumlarda TEİAŞ’ın belirleyeceği ölçü yeri ve ölçü yöntemlerine göre tespit edilen alış/veriş kapasiteleri ölçüme esas alınır.
Kullanıcının sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçümler ölçü noktasında bulunan, mevzuata uygun sayaçlardan TEİAŞ Otomatik Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) aracılığıyla yapılır.
Kullanıcının bir bağlantı noktasındaki alış/veriş kapasitelerinin birden fazla ölçü noktasından tespit edilmesinin söz konusu olduğu durumlarda, kullanıcıların bağlantı noktasındaki alış/veriş kapasitelerinin eşzamanlı ölçüm değerinin alınması esas olup bu değerler TEİAŞ OSOS aracılığı ile elde edilecektir. Kullanıcının aylık güç değerleri, söz konusu ölçü sistemi devreye alınıp TEİAŞ OSOS’una dâhil edildiği ayı takip eden aydan itibaren TEİAŞ OSOS üzerinden elde edilecektir. OSOS devreye alınana kadar veya OSOS aracılığıyla ölçümlerin tespit edilememesi durumunda, ölçümler yerel okuma işlemi ile alınacaktır.
Kullanıcılar, t fiyatlandırma yılı boyunca, o yıl için onaylanan yıllık tüketim ve/veya üretim sabit sistem kullanım tarifelerine ve ilgili hükümlere göre belirlenen süre için hesaplanan bedellere ilişkin aylık dönemler halinde ödemeler yaparlar. Aylık dönemler için hesaplanacak olan sabit sistem kullanım bedeli, yıllık sabit sistem kullanım tarifelerinin ilgili yılın gün sayısına bölümünün ilgili hükümlere göre belirlenen süre ve kapasite (MW) ile çarpımı olarak tespit edilir.
İletim sisteminin ilk defa kullanıldığı tarih esas alınarak üretim ve tüketim ayrımı yapılmaksızın sabit sistem kullanım bedelleri bu tarih itibarıyla yansıtılmaya başlanır. İletim sistemi kullanıcısı olan üretim lisansı sahibi üretim şirketlerine, üretim yönlü sistem kullanımına ait sistem kullanım bedelleri ilk ünite geçici kabul tarihi ile devam eden diğer ünite geçici kabul tarihleri esas alınarak yansıtılır. Sabit sistem kullanım bedelleri yansıtılırken 4.23 üncü madde uyarınca işlem tesis edilir.
Dağıtım Sistemindeki Kayıpların Azaltılmasına Dair Tedbirler Yönetmeliği kapsamında EPDK tarafından yüksek kayıplı şirket olarak belirlenen Dağıtım Şirketleri için sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesi sırasında, aylık ölçüm değeri ile sistem kullanım anlaşma değeri karşılaştırılır ve yüksek olan değer faturaya esas alınır. Takip eden aylarda da bu işlem aylık olarak tekrarlanır.
Üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin üretim tesisleri için sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesi sırasında, bütün ünitelerin üretime esas geçici kabul işlemleri tamamlanıp lisans kurulu gücüne ulaşılıncaya kadar ilgili dönemdeki üretime esas ölçüm gücü ile ilgili dönemde devrede olan toplam ünite kurulu gücü karşılaştırılır ve yüksek olan değer faturaya esas alınır. Takip eden aylarda da bu işlem aylık olarak tekrarlanır.
Sistem kullanım anlaşması bulunan kullanıcılar için, Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması imzalamış kullanıcılar da dahil olmak üzere, iletim bedelleri tespit edilirken yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında yer alan kapasite değeri veya değerleri esas alınır. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması imzalamış kullanıcılardan hizmetin alındığı aylarda, iletim bedelinin hesaplanması sırasında senkron kompansatör çalışılması nedeniyle ulaşılacak alış kapasitesi dikkate alınır, hizmetin alınmadığı diğer aylarda ise senkron kompansatör çalışma olmaması nedeniyle sadece iç ihtiyaçları nedeniyle ulaşacağı alış kapasitesi dikkate alınır.
Senkron kompansatör hizmeti satın alınan iletim sistemi kullanıcıları ile imzalanan sistem kullanım anlaşmaları doğrultusunda kullanıcılara iletim bedellerinin yansıtılması sırasında, sistem kullanım anlaşmasında yer alan değer esas alınır. Takip eden aylarda da bu işlem aylık olarak tekrarlanır. Kullanıcının ölçülen aylık gücünün (MW), sistem kullanım anlaşmasında belirtilen alış kapasitesinden fazla olması halinde, ilgili dönemler için sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai işlemler uygulanır.
Sistem kullanım anlaşmasının yapılmamış olması halinde iletim bedelleri tespit edilirken, t fiyatlandırma yılının ilk ayında, bir önceki takvim yılında ölçülen en yüksek ölçüm değeri ile t fiyatlandırma yılının ilk ayının ölçüm değeri karşılaştırılarak yüksek olan güç değeri (MW) esas alınır. t fiyatlandırma yılı içinde ise, aylık ölçüm değerleri bir önceki ayın iletim bedellerine esas maksimum enerji alış/veriş kapasitesi ile karşılaştırılarak yüksek olan değer (MW) üzerinden sabit sistem kullanım bedeli hesaplanır. Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği uyarınca senkron kompanzasyon kapsamında Reaktif Güç Desteği Senkron Kompanzasyon Anlaşması imzalamış kullanıcılardan hizmetin alındığı aylarda, iletim bedelinin hesaplanması sırasında senkron kompansatör çalışılması nedeniyle ulaşılacak alış kapasitesi dikkate alınır, hizmetin alınmadığı diğer aylarda ise senkron kompansatör çalışma olmaması nedeniyle sadece iç ihtiyaçları nedeniyle ulaşacağı alış kapasitesi dikkate alınır.
Senkron kompansatör hizmeti alınmasına karşın, söz konusu kullanıcı ile sistem kullanım anlaşması imzalanmamış olması halinde ise kullanıcıya, senkron kompansatör hizmeti satın alınan aylar hariç tutularak, sistem kullanım anlaşması olmayan kullanıcılara uygulanan yöntem dikkate alınarak aylık iletim bedelleri düzenlenir.
Kullanıcının sabit sistem kullanım bedelleri, kullanıcının TEİAŞ ile imzalanan sistem kullanım anlaşmasında belirtilen tahsis edilen alış ve/veya veriş kapasiteleri esas alınarak hesaplanır. Kullanıcıların ölçüm dönemleri sırasında alınan veya verilen enerjiye ilişkin ölçülen güç değerlerinin, sistem kullanım anlaşmasındaki alış ve/veya veriş kapasitesini aşması halinde, aşan kısım dikkate alınarak sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai müeyyideler uygulanır.
Kullanıcının mevcut anlaşmasını revize etmek üzere başvuruda bulunmasına karşın, sistem kıstı nedeniyle kullanıcı talebinin uygun bulunmaması veya ilave şebeke yatırımının gerektiğinin tespit edilmesi nedenleriyle sistem kullanım anlaşmasının revize edilmemesi halinde, aşan kısmın en yüksek değeri dikkate alınarak sistem kullanım anlaşmasında yer alan cezai müeyyideler uygulanır.
Bir kullanıcıya bir bağlantı noktasında tahsis edilen kapasitenin t fiyatlandırma yılı içinde artırılabilmesi için, sistem kullanım anlaşmasının Elektrik Şebeke Yönetmeliği, BSKY ve sistem kullanım anlaşmasının ilgili maddeleri çerçevesinde yenilenmesi gerekir.
Güç düşüm taleplerine ilişkin yapılan başvurular BSKY ile sistem kullanım anlaşmasının ilgili maddeleri çerçevesinde değerlendirilir.
t fiyatlandırma yılı içinde bağlantı noktasında herhangi bir değişiklik olmadan (aynı bara ve fider/fiderler) kullanıcıya ait tesisin devri ile TEİAŞ’a muhatap tüzel kişinin değişmesi durumunda, yeni kullanıcı TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması imzalayıncaya kadar, eski kullanıcının sistem kullanım anlaşmasında yer alan yükümlülüklerini yerine getirmekten sorumludur. Sistem kullanım anlaşmasının bulunmaması halinde gerekli lisans tadilatının EPDK tarafından yapılması, yeni kullanıcının söz konusu tesis için lisansını alması ya da serbest tüketici niteliğini haiz olması durumunda, yeni kullanıcının sistem kullanım anlaşması imzalamış olması koşulu aranmaksızın söz konusu tesise ilişkin sabit sistem kullanım bedeline ait yükümlülükler yeni kullanıcı tarafından yerine getirilir. Yeni duruma ilişkin sistem kullanım anlaşmasının mevcut sistem kullanım anlaşmasına göre güç düşüm talebi içermesi halinde, 4.14 üncü madde uyarınca işlem tesis edilir.
t fiyatlandırma yılı içinde, dağıtım lisansı sahibi kullanıcının sistem kullanım anlaşmasına esas trafo merkezinden bağlı bulunan üretim veya tüketim birimlerinden bir kısmının ayrılarak yeni bir kullanıcı sıfatıyla TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması imzalanması halinde dağıtım lisansı sahibi kullanıcının sistem kullanım anlaşmasını güç düşümüne ilişkin revize etme talebi, yeni kullanıcı ile imzalanacak anlaşmaya esas alış ve/veya veriş kapasiteleri ile dağıtım lisansı sahibi kullanıcı ile TEİAŞ arasında imzalanmış olan mevcut sistem kullanım anlaşmasının
revizesinde yer alacak alış ve/veya veriş kapasiteleri toplamlarının, dağıtım lisansı sahibi kullanıcının mevcut sistem kullanım anlaşmasında yer alan alış ve/veya veriş kapasitelerinden az olmaması kaydıyla uygun bulunur.
TEİAŞ kullanıcısı iken dağıtım şirketine bağlantısı Kurul tarafından uygun görülen üretim şirketlerinin aynı trafo merkezinden bağlantı için ilgili dağıtım lisansı sahibi kullanıcı ile anlaşma imzalanması halinde; mevcut kullanıcılarla TEİAŞ arasında imzalanmış olan mevcut sistem kullanım anlaşmalarının revizesinde yer alacak alış ve/veya veriş kapasiteleri toplamlarının, yeni sistem kullanım anlaşmasında yer alan alış ve/veya veriş kapasitelerinden az olmaması kaydıyla, dağıtım lisansı sahibi kullanıcının sistem kullanım anlaşmasını revize etme talebi uygun bulunur.
Söz konusu durumlar için güç düşümü ve/veya güç artışı talebi olması durumunda BSKY yer alan anlaşma revize sayısı ve süre kısıtı hükümleri uygulanmaz. Mevcut kullanıcıyla güç düşümü/güç artışı talebine istinaden imzalanacak sistem kullanım anlaşması ve yeni kullanıcıyla imzalanacak müstakil sistem kullanım anlaşmasının veya dağıtım şirketine bağlantısı uygun görülen üretim şirketinin fesih işlemlerinin eşzamanlı olarak tamamlanması esastır. Ancak, yeni kullanıcının TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşmasını imzalamış olmasına rağmen, mevcut kullanıcının sistem kullanım anlaşmasını yeni duruma göre revize etmemiş olması halinde, mevcut kullanıcının sistem kullanım anlaşması revize edilene kadar yürürlükteki sistem kullanım anlaşmasına göre işlemlere devam edilir.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri – Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
TEİAŞ trafo merkezleri arasındaki “Kalıcı Güç Aktarımı” işlemleri BSKY’nin ilgili maddeleri kapsamında değerlendirilecek ve “Yük Aktarmalarında Demant Tespitine Yönelik Uygulama Kılavuzu (YAUK)” doğrultusunda işlem yürütülecektir.
TEİAŞ trafo merkezi OG baralarına bağlı bulunan ve farklı baraları kullanmakta olan farklı iletim sistemi kullanıcılarının bulunması halinde aynı trafo merkezindeki farklı kullanıcılara ait baralar arasında bakım, arıza, yenileme, tevsiat ve benzeri nedenlerle geçici yük aktarmaları yapılması halinde durum ilgili kullanıcılar ve TEİAŞ tarafından YAUK doğrultusunda “Geçici Yük Aktarma Tutanağı (Tutanak)” ile tespit edilecek ve YAUK’ta açıklanan metodoloji esas alınarak tüketim ve üretim demant hesabı yapılacaktır. YAUK kapsamında yapılan hesaplamalar sonucunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında akde bağlanmış maksimum alış/veriş kapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsamında güç aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptırım uygulanacak, yüksek kayıplı Dağıtım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktır.
TEİAŞ trafo merkezinde, iletim hatlarında ve tesislerinde enerji kesimini gerektirecek bakım, arıza ve diğer nedenlerle yapılacak çalışmalar için TEİAŞ’ın talebiyle trafo merkezleri arasında yapılan geçici yük aktarmalarının YAUK doğrultusunda ilgili Tutanak ile tespit edilmesi halinde, YAUK kapsamında yapılan hesaplamalar sonucunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında akde bağlanmış maksimum alış/veriş kapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsamında güç aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptırım uygulanacak, yüksek kayıplı Dağıtım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktır.
TEİAŞ trafo merkezi ile dağıtım merkezi arasındaki enerji nakil hattında enerji kesimini gerektirecek arıza giderme, bakım-onarım, yeni tesis çalışmaları ve diğer nedenlerle geçici bir dönem için yapılacak çalışmalar için ilgili kullanıcının başvurusu üzerine yapılan geçici yük aktarmalarının TEİAŞ ile ilgili kullanıcı tarafından YAUK doğrultusunda ilgili Tutanak ile tespit edilmesi halinde, YAUK kapsamında yapılan hesaplamalar sonucunda bulunan tüketim ve üretim demant değerlerinin yürürlükte olan sistem kullanım anlaşmasında akde bağlanmış maksimum alış/veriş kapasitelerinden yüksek olması durumunda imzalanan sistem kullanım anlaşması kapsamında güç aşımı olarak değerlendirme yapılarak cezai yaptırım uygulanacak, yüksek kayıplı Dağıtım Şirketleri için ise iletim bedeli hesaplamalarında dikkate alınacaktır.
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada bir ya da birden fazla müstakil ve/veya gömülü üretim tesisinin bağlı olduğu fider bulunması halinde, dağıtım şirketinin alış ve veriş kapasitesi tespit edilirken bara bir düğüm noktası kabul edilir. Baraya giren ve baradan çıkan enerjinin eşit olması ilkesinden hareketle maksimum alış ve veriş kapasiteleri tespit edilir.
Tüketime esas kapasitenin tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu tüketim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların tüketim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin tüketime esas kapasite (MW) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Tüketime Esas Kapasite = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Tüketim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı tüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Üretime esas kapasitenin tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri toplanır, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu üretim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların üretim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin üretime esas kapasite (MW) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Üretime Esas Kapasite = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Üretim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç bulunması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı üretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri – Lisanslı Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Üreticilerle, BSKY hükümleri kapsamında sistem kullanım anlaşması yapılır.
Otoprodüktör ve Otoprodüktör Grubu lisansı kapsamında TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması bulunan ancak ilgili Elektrik Piyasası Kanunu ile resen üretim lisansı verilmiş olan kullanıcıların mevcut anlaşmalarındaki hakları korunarak TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması yapılır.
Sistem kullanım anlaşması yapılana kadar, aylık en yüksek ölçüm değeri ile lisans başvurusundaki kurulu gücü, henüz lisans başvurusunda bulunulmamış olması halinde ise geçici kabul veya devir tutanağında belirtilen santral kurulu gücü (MW) ve bir önceki aya ait faturaya esas veriş kapasitesi karşılaştırılarak yüksek olan değer (MW) esas alınarak sabit sistem kullanım bedeli belirlenir.
Üretim tesislerindeki kurulu güç düşümlerine ilişkin gerekli lisans tadilatının EPDK tarafından yapılmasını müteakip sistem kullanım anlaşmasının revize edilmesi 4.14 üncü maddenin istisnasını oluşturur.
İletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin ana kaynağa bağlı ünitelerinin geçici kabul testleri süresince gerçekleşen test üretimleri “Üretim Tesislerinde Geçici Kabul Öncesinde Ve Geçici Kabul Çalışmaları Sürecindeki Test Üretimlerinin Tenzil Edilmesine İlişkin Uygulama Kılavuzu” kapsamında göz ardı edilerek ilgili döneme ait alış ve/veya veriş yönlü kapasite (MW) ve enerji (MWh) değerleri belirlenir.
TEİAŞ’ın onayı ile Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında yapılan testler süresince oluşan tüketime esas kapasite (MW) değerleri göz ardı edilerek ilgili döneme ait alış ve/veya veriş kapasiteleri (MW) belirlenir.
Dağıtım şirketleri ve OSB’lerde ise sabit sistem kullanım bedelleri ve sistem kullanım ihlallerinin hesaplanmasında 4.8, 4.9 ve 4.10 maddeleri esas alınır.
Sabit Sistem Kullanım Bedelleri – Enterkonneksiyon Kullanımına İlişkin Özel Hükümler
TEİAŞ’ın iletim sistemi vasıtasıyla elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcıları, senkron paralel işletilen ve senkron paralel işletilmeyen bağlantılar üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar olmak üzere, iki ayrı sınıfta değerlendirilir. Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas sabit sistem kullanım tarifeleri Bakanlık görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilir ve bu durumda ilgili bedeller EPDK onayına sunulur.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri iletim sistemi sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde enterkonneksiyon kullanım anlaşması yapılana kadar, enerji satış anlaşmasında veya anlaşma, protokol, mutabakat zaptı vb. ulusal veya uluslararası metinlerde belirtilen kapasite değerlerinden en yükseği, enterkonneksiyon kullanım anlaşması yapıldıktan sonra ise anlaşmasında belirtilen tahsis edilmiş kapasite alış/veriş kapasitesi (MW) olarak esas alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcılarının sistem kullanım bedellerini ödeme yükümlülüğü enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmış mübadele kapsamında elektrik enerjisi alış-verişi yapan kullanıcıların iletim sistemi sistem kullanım bedelleri, ihracat faaliyetinin gerçekleştiği aylar için tüketim tarifesi, ithalat faaliyetinin gerçekleştiği aylar için üretim tarifesi, mübadele kapsamında her iki faaliyetin birden gerçekleştiği aylar için ise ithal edilen güç değerinin yüksek olması halinde üretim tarifesi, ihraç edilen güç değerinin yüksek olması halinde ise tüketim tarifesi kullanılarak belirlenecektir. Mübadele kapsamında yapılan ithalat ve/veya ihracat faaliyetlerinin söz konusu olması durumunda, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen güç değerleri, aylık iletim sistemi sabit sistem kullanım bedellerinin belirlenmesine esas güç (MW) olarak alınacaktır. İthalat ve/veya ihracat faaliyeti ile ilgili iletim sistemi sistem kullanım ödeme yükümlülüğü faaliyetin gerçekleştiği aylık dönemlerle sınırlıdır.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri – Ortak Hükümler
Değişken sistem kullanım bedelleri, yürürlükteki mevzuat uyarınca iletim sistemi kullanıcısı konumunda bulunan aşağıdaki kullanıcılara iletim sistemi kullanımı kapsamında yansıtılır.
İletim sistemine doğrudan bağlı kullanıcılar için sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçü noktası, Elektrik Piyasası Ölçüm Sistemleri Yönetmeliği ve ilgili diğer mevzuatta belirtildiği yerde olacaktır. Mevzuatta tanımlı her bir satışa esas ölçü noktasında tesis edilen ve sistem kullanım tarifelerine ilişkin amaçlar doğrultusunda verilerin kaydedilmesinde kullanılacak olan sayaçlar ve ölçü teçhizatının özellikleri yürürlükteki mevzuata uygun olmalıdır.
Kullanıcının sistem kullanım fiyatlandırmasına esas ölçümler ölçü noktasında bulunan mevzuata uygun sayaçlardan TEİAŞ OSOS aracılığıyla yapılır.
Kullanıcının elektrik enerjisi ölçümleri, söz konusu ölçü sistemi devreye alınıp TEİAŞ OSOS’una dahil edildiğinde TEİAŞ OSOS üzerinden elde edilecektir. OSOS devreye alınana kadar veya OSOS aracılığıyla ölçümlerin tespit edilememesi durumunda, ölçümler yerel okuma işlemi ile alınacaktır.
Kullanıcılar, t fiyatlandırma yılı boyunca, o yıl için MWh başına onaylanan tüketim ve/veya üretim değişken sistem kullanım tarifeleri ile ölçümlerine göre hesaplanan bedellere ilişkin ödeme yaparlar.
Üretime ve tüketime esas değişken sistem kullanım bedelleri ilk kez sayaç verileri temel alınarak iletim sisteminin fiili olarak kullanıldığı tarih itibariyle ve varsa test üretimleri 4.23. Maddesi doğrultusunda hariç tutularak yansıtılır.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri – Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Tüketicilerin ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde ölçülen elektrik enerjisi miktarı dikkate alınır. Ancak, dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada bir ya da birden fazla müstakil ve/veya gömülü üretim tesisinin bağlı olduğu fider bulunması halinde, dağıtım şirketinin alış ve veriş enerji miktarı tespit edilirken bara bir düğüm noktası kabul edilir. Baraya giren ve baradan çıkan enerjinin eşit olması ilkesinden hareketle maksimum alış ve veriş enerji miktarları tespit edilir.
Tüketime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu tüketim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların tüketim verileri toplanarak, ilgili tüzel kişinin tüketime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Tüketime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Tüketim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı tüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Üretime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri toplanır, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu üretim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların üretim verileri toplanarak, ilgili tüzel kişinin üretime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Üretime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Üretim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı üretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri – Lisanslı Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde iletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin geçici kabul testleri süresince gerçekleşen test üretimleri 4.23. Maddesi doğrultusunda göz ardı edilerek üretilen ve/veya tüketilen elektrik enerjisi ölçümü dikkate alınır. Dağıtım şirketleri ve OSB’lerde ise, gerçekleşen ölçüm değerleri esas alınarak değişken sistem kullanım bedelleri ve sistem kullanım ihlalleri hesaplanır.
İletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin üretime ve/veya tüketime esas enerji verisi tespit edilirken, iletim sistemine verilen veya alınan net elektrik enerjisi esas alınır. Üretime ve/veya tüketime esas net elektrik enerjisi her 15 dakikalık zaman dilimi için hesaplanır ve hesaplanan bu değerler ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri – Enterkonneksiyon Kullanımına İlişkin Özel Hükümler
Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas değişken sistem kullanım tarifeleri Bakanlık görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilir ve bu durumda ilgili bedeller EPDK onayına sunulur.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alınır.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde enerjinin ithal ve/veya ihraç edildiği günden önce, ilgili kullanıcıların TEİAŞ’a beyan ettiği ve TEİAŞ ile ilgili iletim sistem işletmecisinin üzerinde mutabık kaldığı Kesinleşmiş Alışveriş Programı esas alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri değişken sistem kullanım bedellerinin belirlenmesinde söz konusu hattın tek bir kullanıcı tarafından kullanılması halinde aylık elektrik enerjisi miktarı, hattın birden fazla kullanıcı tarafından kullanılması halinde ise enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının eki protokolde (mutabakat zaptında) yer alan enerji paylaşım yüzdelerine göre hesaplanan elektrik enerjisi (MWh) miktarı dikkate alınır. Değişken Sistem Kullanım bedellerine esas enerji miktarları (MWh) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenir.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcılarının değişken sistem kullanım bedellerini ödeme yükümlülüğü enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmış mübadele kapsamında elektrik enerjisi alışı/verişi yapan kullanıcıların değişken sistem kullanım bedellerinin tespit edilmesinde Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarları dikkate alınır.
Değişken Sistem Kullanım Bedelleri – Lisanssız Elektrik Üretim faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Lisanssız elektrik üretim faaliyetine yönelik değişken sistem kullanım bedellerinin uygulanmasında bu Yöntem Bildirimi ile birlikte tarife uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar dikkate alınır. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri ile ilişkili tüketim tesislerinin iletim sisteminde aynı ölçüm noktasında kurulması ve kullanıcının sistem kullanım anlaşmasındaki veriş yönlü güç değerinin sıfır (0) dan farklı olması halinde; üretim ve tüketimin dengelendiği (15 dakikalık sayaç verileri kullanılarak hesaplama yapılır) veriş yönündeki enerji miktarı için % 100 indirimli üretim değişken sistem kullanım bedeli, çekiş yönündeki enerji miktarı için % 50 indirimli tüketim değişken sistem kullanım bedeli, üretimi aşan tüketim miktarı için tüketim değişken sistem kullanım bedeli, tüketimi aşan üretim miktarı için üretim değişken sistem kullanım bedeli ödenir. Söz konusu tesislerin iletim sisteminde farklı ölçüm noktasında kurulması halinde veya sistem kullanım anlaşmasında yer alan veriş yönlü kapasite (MW) değerinin sıfır (0) olması halinde, 15 dakikalık zaman diliminde üretilen ve tüketilen enerjinin tamamı ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur. Üretilen ve tüketilen enerji miktarının tamamı için üretim ve tüketim değişken sistem kullanım bedelleri ayrı ayrı ödenir.
SİSTEM İŞLETİM TARİFESİ
Genel Hükümler
Tüketim sistem kullanım bedellerini ve/veya üretim sistem kullanım bedellerini ödemekle yükümlü olan tüm kullanıcılar, üretim ve/veya tüketim sistem işletim bedellerini de ödemekle yükümlüdürler. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri için veriş yönlü olarak sistem işletim bedeli uygulanmaz.
Sistem işletim tarifesini oluşturan maliyetler içinde Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği, Elektrik Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ile ilgili diğer mevzuat kapsamında yürütülen faaliyetlere ilişkin maliyetler yer alır.
Sistem işletim bedeli, MWh başına alınmakta olup bölgelere göre değişiklik göstermemektedir. Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar için Kesinleşmiş Alışveriş Programı, senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcılar için Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarları, diğer tüm kullanıcıların iletim sisteminden aldıkları ölçülen enerji miktarı tüketim sistem işletim bedelinin hesaplanmasında ve iletim sistemine verdikleri ölçülen enerji miktarı ise üretim sistem işletim bedelinin hesaplanmasında kullanılır.
Sistem işletim tarifesi EPDK tarafından onaylanan sistem işletim gelir tavanı dikkate alınarak hesaplanmakta ve EPDK tarafından onaylanmaktadır.
Kullanıcıların ödeyecekleri üretim ve tüketime ilişkin sistem işletim tarifesi EPDK tarafından belirlenen sistem işletim gelir tavanı paylaşım oranı dikkate alınarak hesaplanmaktadır.
Kullanıcılar, t fiyatlandırma yılı içinde aylık ölçülen enerji miktarları ve birim tarifeler dikkate alınarak hesaplanan sistem işletim bedelini ödemekle yükümlüdür.
Sistem İşletim Bedeli
Üretim Sistem İşletim Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan TL/MWh cinsinden birim üretim sistem işletim tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden iletim sistemi üretim sistem işletim gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının iletim sistemine verdiği MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
Tüketim Sistem İşletim Tarifesi aşağıdaki gibi hesaplanır:
Burada;
herhangi bir kullanıcı için t fiyatlandırma yılında uygulanan TL/MWh cinsinden birim tüketim sistem işletim tarifesini,
t fiyatlandırma yılı için TL cinsinden iletim sistemi tüketim sistem işletim gelir tavanını,
t fiyatlandırma yılından bir önceki yılda iletim sistemine bağlı olan u kullanıcısının iletim sisteminden aldığı MWh cinsinden yıllık tespit edilen enerji miktarını,
ifade eder.
Tüketim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Tüketicilerin ödeyecekleri sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde ölçülen elektrik enerjisi miktarı dikkate alınır. Ancak, dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada bir ya da birden fazla müstakil ve/veya gömülü üretim tesisinin bağlı olduğu fider bulunması halinde, dağıtım şirketinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin alış ve veriş enerji miktarı tespit edilirken, bara bir düğüm noktası kabul edilir. Baraya giren ve baradan çıkan enerjinin eşit olması ilkesinden hareketle maksimum alış ve veriş enerji miktarları tespit edilir.
Tüketime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri toplanır, bu toplamdan baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu tüketim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların tüketim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin tüketime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Tüketime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Tüketim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı tüketim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Üretime esas enerji miktarının tespit edilmesi aşamasında, baradan enerji çıkışını ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın üretim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların tüketim değerleri toplanır, bu toplamdan baraya enerji girişini ölçen trafonun OG tarafındaki sayacın tüketim değeri ve barada yer alan fiderlerdeki sayaçların üretim değerleri çıkarılır, bu işlem ile ulaşılan sonucun negatif olması halinde bu değer sıfır kabul edilir, pozitif olması halinde ise bulunan bu üretim verisi ile ilgili tüzel kişi kullanımında olan fiderlerdeki sayaçların üretim verileri toplanarak ilgili tüzel kişinin üretime esas enerji (MWh) değeri hesaplanır. Bu işlem eş zamanlı olarak her 15 dakikalık ölçümler için uygulanır.
Üretime Esas Enerji = Maks{(Trafonun OG tarafındaki Sayacın Üretim Verisi + OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Tüketim Verisi – OG Barada Yer Alan Kullanıcıların Üretim Verisi – Trafonun OG tarafındaki Sayacın Tüketim Verisi), 0} + Dağıtım Şirketiyle Anlaşmalı Kullanıcının Üretim Verisi
Dağıtım şirketlerinin veya dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişilerinin kullanımında olan barada ölçüme esas sadece trafo giriş sayacı bulunması veya ilgili kullanıcının/kullanıcıların tüm fiderlerinde sayaç olması durumunda yukarıdaki formül uygulanmaz. Sayaçların eş zamanlı üretim toplamları esas alınır. Örnek tek hat şemaları EK-1 de gösterilmiştir.
Lisanslı Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde iletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin geçici kabul testleri süresince gerçekleşen test üretimleri, 4.23. Maddesi doğrultusunda göz ardı edilerek üretilen ve/veya tüketilen elektrik enerjisi ölçümü belirlenir. Dağıtım şirketleri ve OSB’lerde ise gerçekleşen ölçüm değerleri esas alınarak sistem işletim bedelleri ve sistem kullanım ihlalleri hesaplanır.
İletim sistemi kullanıcısı lisanslı elektrik üretim tesislerinin üretime ve/veya tüketime esas enerji verisi tespit edilirken iletim sistemine verilen veya alınan net elektrik enerjisi esas alınır. Üretime ve/veya tüketime esas net elektrik enerjisi her 15 dakikalık zaman dilimi için hesaplanır ve hesaplanan bu değerler ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam üretim ve/veya tüketim enerji değeri bulunur.
Enterkonneksiyon Kullanımına İlişkin Özel Hükümler
Tüm enterkonneksiyon hatları için ayrı ayrı olmak üzere, enterkonneksiyon kullanıcılarına düzenlenecek iletim bedellerine esas sistem işletim tarifeleri Bakanlık görüşü alınarak TEİAŞ tarafından ayrıca belirlenebilir ve bu durumda ilgili bedeller EPDK onayına sunulur.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri iletim sistemi sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği, ilgili ihale kuralları, enterkonneksiyon kullanım anlaşması ve diğer ilgili mevzuatta yer alan hükümler dikkate alınır.
Senkron paralel işletilen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri iletim sistemi sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde, enerjinin ithal ve/veya ihraç edildiği günden önce, ilgili kullanıcıların TEİAŞ’a beyan ettiği ve TEİAŞ ile ilgili iletim sistem işletmecisinin üzerinde mutabık kaldığı Kesinleşmiş Alışveriş Programı esas alınır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden kullanıcıların ödeyecekleri sistem işletim bedellerinin belirlenmesinde söz konusu hattın tek bir kullanıcı tarafından kullanılması halinde aylık elektrik enerjisi miktarı, hattın birden fazla kullanıcı tarafından kullanılması halinde ise enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının eki protokolde (mutabakat zaptında) yer alan enerji paylaşım yüzdelerine göre hesaplanan aylık elektrik enerjisi (MWh) miktarı dikkate alınır. Sistem İşletim bedellerine esas enerji miktarı (MWh) Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenir.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden elektrik enerjisi ihraç veya ithal eden enterkonneksiyon kullanıcılarının sistem işletim bedellerini ödeme yükümlülüğü enterkonneksiyon kullanım anlaşmasının yürürlükte olduğu dönemlerle sınırlıdır.
Senkron paralel işletilmeyen bağlantı üzerinden uluslararası anlaşmalarla akde bağlanmış mübadele kapsamında elektrik enerjisi alışı/verişi yapan kullanıcıların iletim sistemi sistem işletim bedellerinin tespit edilmesinde Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde atıf yapılan ilgili usul ve esaslara göre belirlenen elektrik enerjisi miktarları dikkate alınır.
Lisanssız Elektrik Üretim Faaliyetine İlişkin Özel Hükümler
Lisanssız elektrik üretim faaliyetine yönelik sistem işletim bedellerinin uygulanmasında bu Yöntem Bildirimi ile birlikte tarife uygulamalarına ilişkin usul ve esaslar dikkate alınır. 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamındaki lisanssız elektrik üretim tesisleri ile ilişkili tüketim tesislerinin iletim sisteminde aynı ölçüm noktasında kurulması halinde; üretim ve tüketimin dengelendiği (15 dakikalık sayaç verileri kullanılarak hesaplama yapılır) çekiş yönündeki enerji miktarı için % 50 indirimli tüketim sistem işletim bedeli, üretimi aşan tüketim miktarı için tüketim sistem işletim bedeli ödenir. Söz konusu tesislerin iletim sisteminde farklı ölçüm noktasında kurulması halinde veya sistem kullanım anlaşmasında yer alan veriş yönlü kapasite (MW) değerinin sıfır (0) olması halinde, 15 dakikalık zaman diliminde tüketilen enerjinin tamamı ay sonunda toplanarak iletim bedeline esas toplam tüketim enerji değeri bulunur. Tüketilen enerji miktarının tamamı için tüketim sistem işletim bedeli ödenir.
İLETİM EK ÜCRETİ
İletim ek ücreti 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun, ilgili maddesinde yer alan hüküm gereği TEİAŞ tarafından EPDK adına tahsil edilen bir bedel olup oranı, uygulama şekli ve yürürlük tarihi EPDK tarafından Kurul kararıyla belirlenir.
VERİ GEREKSİNİMLERİ
Bu bölüm, tüketim sistem kullanım ve üretim sistem kullanım tarifelerinin hesaplanmasına temel oluşturacak TEİAŞ’ın ihtiyacı olan verileri tanımlar.
TEİAŞ kullanıcılardan, bir sonraki fiyatlandırma yılı için yıllık tüketim sistem kullanım ve üretim sistem kullanım tarifelerinin ve yıllık sistem işletim tarifesinin hesaplanmasına temel oluşturacak aşağıdaki verileri isteyebilir, ilgili veri kullanıcılardan temin edilemiyorsa, mevcut verileri kullanabilir.
EK 1: DAĞITIM LİSANSI VE OSB DAĞITIM LİSANSLI KULLANICLAR İÇİN KAPASİTE (MW) VE ENERJİ (MWH) HESAPLAMA ÖRNEKLERİ
Aşağıdaki örneklerde yer alan formüllerdeki hesaplamalar için, ilgili sayaçların her 15 dakikalık verileri kullanılarak işlem yapılır.
Örnek 1;
EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
A Baradan Çıkanlar (Trafo Üretim + X HES Tüketimi)
B Baraya Girenler (Trafo Tüketim + X HES Üretimi)
Üretim;
A-B <0 ise, 0
A-B>0 ise, A-B’nin çıkan sonucu kullanılacaktır.
Tüketim;
B-A <0 ise, 0
B-A>0 ise, B-A’nın çıkan sonucu kullanılacaktır.
Örnek 2;
EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
Tüketim Enerji Tespiti: Trafo 1 Tüketim + Trafo 2 Tüketim
Üretim Enerji Tespiti: Trafo 1 Üretim + Trafo 2 Üretim
Örnek 3;
A EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
A Baradan Çıkanlar (Trafo 1 Üretim + F-1 Tüketimi + F-2 Tüketimi)
B Baraya Girenler (Trafo 1 Tüketim + F-1 Üretimi + F-2 Üretimi)
Üretim;
A-B < 0 ise, 0
A-B>0 ise, A-B’nin çıkan sonucu kullanılacaktır.
Tüketim;
B-A < 0 ise, 0
B-A>0 ise, B-A’nın çıkan sonucu kullanılacaktır.
B EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
Tüketim Enerji Tespiti: Fider 1 Tüketim + Fider 2 Tüketim
Üretim Enerji Tespiti: Fider 1 Üretim + Fider 2 Üretim
Örnek 4;
V EDAŞ için Kullanılan Formülasyon;
A Baradan Çıkanlar (TR-A Üretim+ TR-B Üretim+ X HES 1 Tük.+ X HES 2 Tük.+Y HES 1 Tük.+ Y HES 2 Tük.+ Z OSB Tük.+ U OSB Tük. )
B Baraya Girenler (TR-A Tüketim+ TR-B Tüketim+ X HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret.+ Z OSB Üret.+ U OSB Üret.)
Üretim;
A-B < 0 ise, V EDAŞ Üret. = 0+ X HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret +Z OSB Üret
A-B > 0 ise, V EDAŞ Üret. = (A-B) + X HES 1 Üret.+ X HES 2 Üret.+Y HES 1 Üret.+ Y HES 2 Üret. +Z OSB Üret
Tüketim;
B-A < 0 ise, V EDAŞ Tük. = 0+ X 1 HES Tük.+ X 2 HES Tük.+Y 1 HES Tük.+ Y 2 HES Tük+ Z OSB Tük.
B-A > 0 ise, V EDAŞ Tük. = (B-A)+ X 1 HES Tük.+ X 2 HES Tük.+Y 1 HES Tük.+ Y 2 HES Tük+ Z OSB Tük.
Tüketim | Üretim
Dağıtım Şirketleri | ● | ●
Dağıtım Lisansı Sahibi OSB Tüzel Kişileri | ● | ●
Serbest Tüketiciler | ●
Üretim Şirketleri | ● | ●
Lisansa Tabi Olmaksızın Elektrik Üreten Kullanıcılar | ●
Yİ Sözleşmeli Üretim Şirketleri | ● | ●
YİD Sözleşmeli Üretim Şirketleri | ● | ●
İHD Sözleşmeli Üretim Şirketleri | ● | ●
Elektrik İhracatı Yapan Enterkonneksiyon Kullanıcıları | ●
Elektrik İthalatı Yapan Enterkonneksiyon Kullanıcıları | ●
Tüketim | Üretim
Dağıtım Şirketleri | ● | ●
Dağıtım Lisansı Sahibi OSB Tüzel Kişileri | ● | ●
Serbest Tüketiciler | ●
Üretim Şirketleri ve Lisansa Tabi Olmaksızın Elektrik Üreten Kullanıcılar | ● | ●
Yİ Sözleşmeli Üretim Şirketleri | ● | ●
YİD Sözleşmeli Üretim Şirketleri | ● | ●
İHD Sözleşmeli Üretim Şirketleri | ● | ●
Elektrik İhracatı Yapan Enterkonneksiyon Kullanıcıları | ●
Elektrik İthalatı Yapan Enterkonneksiyon Kullanıcıları | ●
Kullanıcı | Gelecek Fiyatlandırma Yılı İçin Gerekli Veriler
Elektrik dağıtım şirketi ve dağıtım lisansı sahibi OSB tüzel kişisi | Her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasına ait talep ve maksimum enerji alış/veriş kapasiteleri
Doğrudan bağlı serbest tüketici | Her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasına ait talep ve maksimum enerji alış kapasitesi
İthalat veya ihracat faaliyetinde bulunan tedarik şirketi ve üretim şirketi | Fiyatlandırma yılında sözleşmeyle bağlanmış maksimum kapasite
Üretim şirketi ve lisansa tabi olmaksızın elektrik üreten kullanıcılar | Her bir sistem kullanım fiyatlandırma noktasına ait maksimum enerji alış/veriş kapasiteleri ile maksimum enerji alış/veriş kapasitelerine ilişkin değişiklikler |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_597223bd96504.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 8587 Karar Tarihi : 16/05/2019
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 16/05/2019 tarihli toplantısında; ekteki;
Lisanssız Üretim Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi’nin,
Üretim Tesisi Devir Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi Ve Belgeler Listesi’nin,
Birleşme, Bölünme, Unvan Ve Nev’i Değişikliği İle Pay Devri Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi Ve Belgeler Listesi’nin,
kabul edilerek Resmi Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 Lisanssız Üretim Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi.
EK-2 Üretim Tesisi Devir Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi.
EK-3 Birleşme, Bölünme, Unvan ve Nev’i Değişikliği İle Pay Devri Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5a0b13ef26440.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ENERJİ PİYASALARI İŞLETME ANONİM ŞİRKETİ TEŞKİLAT YAPISI VE ÇALIŞMA ESASLARI HAKKINDA YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/4/2015 tarihli 29313 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi Teşkilat Yapısı Ve Çalışma Esasları Hakkında Yönetmeliğin 12 nci maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Genel Müdür, kamu sermayeli veya kamu iştiraki olan doğrudan piyasa faaliyetleri ile ilgisi olmayan şirketlerde yönetim kurulu üyesi olarak görev alabilir, bunun dışında görevi süresince özel bir kanuna dayanmadıkça kamu ya da özel kuruluşlarda hiçbir görev alamaz, elektrik ve doğal gaz piyasasında lisans sahibi şirketlerde pay sahibi olamaz.”
MADDE 2 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5aecfe2b98033.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9971 Karar Tarihi : 14/01/2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 14/01/2021 tarihli toplantısında; 18/06/2020 tarihli ve 9392 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan ve 25/06/2020 tarihli ve 31166 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar”da değişiklik öngören ekteki “Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına İlişkin Kurul Kararı”nın 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 ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA İLİŞKİN KURUL KARARI
MADDE 1- 18/06/2020 tarihli ve 9392 sayılı Kurul Kararı ile onaylanan ve 25/06/2020 tarihli ve 31166 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Önlisans veya Lisanslara Konu Üretim Tesislerinin Santral Sahalarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar’ın 24 üncü maddesinde yer alan “01/01/2021” ibaresi “01/07/2021” şeklinde değiştirilmiştir.
MADDE 2- Bu Karar yayımlandığı tarihte yürürlüğe girer.
MADDE 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
25/6/2020 31166 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5b8b4e8390932.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 7576-2 Karar Tarihi: 21/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 21/12/2017 tarihli toplantısında; Elektrik Dağıtım Şirketlerinin Hedef Kayıp Oranlarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar gereğince 2016 yılı Hedef Kayıp Oranlarının (HKO) aşağıda yer aldığı şekilde revize edilerek onaylanmasına,
karar verilmiştir.
ŞİRKET 2016 YILI HKO
ADM Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,92%
AKDENİZ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,67%
AKEDAŞ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,46%
ARAS Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 31,70%
İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,61%
BAŞKENT Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 8,00%
BOĞAZİÇİ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,46%
ÇAMLIBEL Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,96%
ÇORUH Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,33%
DİCLE Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 71,60%
FIRAT Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 9,72%
GDZ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 8,47%
Kayseri ve Civarı Elektrik Türk Anonim Şirketi 7,45%
MERAM Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,94%
OSMANGAZİ 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 7,17%
ULUDAĞ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 7,54%
VANGÖLÜ Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 60,17%
YEŞİLIRMAK Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi 8,51% |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5c6142c027277.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:7612-2 Karar Tarihi:28/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2017 tarihli toplantısında; Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından 1/1/2018 tarihinden itibaren uygulanacak iletim sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin, üreticiler ve tüketiciler için EK-1’de yer alan İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildirimi çerçevesinde EK-2’de yer alan 14 bölge bazında aşağıdaki şekilde onaylanmasına,
karar verilmiştir.
EKLER
İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildirimi
Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi Trafo Merkezleri ve Tarife Bölgeleri Listesi |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5c710433.docx | 24 Kasım 2015 SALI | Resmî Gazete | Sayı : 29542
KURUL KARARI | KURUL KARARI | KURUL KARARI
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5875-9 Karar Tarihi: 18/11/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 18/11/2015 tarihli toplantısında; Elektrik dağıtım şirketlerinin 01/01/2016 tarihinde başlayacak III. Uygulama döneminde dikkate alınacak olan Reel Makul Getiri Oranı’nın % 12,66 (reel ve vergi öncesi) olarak belirlenmesine ve Düzeltilmiş Reel Makul Getiri Oranı’nın % 11,91 (reel ve vergi öncesi) olarak uygulanmasına,
karar verilmiştir. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5875-9 Karar Tarihi: 18/11/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 18/11/2015 tarihli toplantısında; Elektrik dağıtım şirketlerinin 01/01/2016 tarihinde başlayacak III. Uygulama döneminde dikkate alınacak olan Reel Makul Getiri Oranı’nın % 12,66 (reel ve vergi öncesi) olarak belirlenmesine ve Düzeltilmiş Reel Makul Getiri Oranı’nın % 11,91 (reel ve vergi öncesi) olarak uygulanmasına,
karar verilmiştir. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5875-9 Karar Tarihi: 18/11/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 18/11/2015 tarihli toplantısında; Elektrik dağıtım şirketlerinin 01/01/2016 tarihinde başlayacak III. Uygulama döneminde dikkate alınacak olan Reel Makul Getiri Oranı’nın % 12,66 (reel ve vergi öncesi) olarak belirlenmesine ve Düzeltilmiş Reel Makul Getiri Oranı’nın % 11,91 (reel ve vergi öncesi) olarak uygulanmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5cd8f41468583.docx | EK-2
OSB VEYA EB DAĞITIM FAALİYETİ İÇİN LİSANS TADİL BAŞVURULARINDA SUNULMASI GEREKEN BİLGİ VE BELGELER LİSTESİ
1) LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN BİLDİRİM ADRESİ TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Yapılacak başvurularda Ek-2.1.a veya Ek-2.1.b’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle başvuru yapılır.
b) OSB’ler için adres değişikliğine ilişkin beyan / EB’den sorumlu tüzel kişiler için bildirim adresinin değiştiğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği başvuru ekinde sunulur.
c) Tadil bedeli dekontu başvuru ekinde sunulur.
2) DAĞITIM LİSANS SAHİBİ TÜZEL KİŞİNİN UNVAN TADİLİ
a) Başvuru dilekçesi
Yapılacak başvurularda Ek-2.1.a veya Ek-2.1.b’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle başvuru yapılır.
b) OSB’lerde Sanayi ve Teknoloji Bakanlığından alınmış unvan değişikliği yazısının sureti / EB’lerde unvan değişikliğini gösterir Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi örneği,
c) Tadil bedeli dekontu,
başvuru ekinde sunulur.
3) LİSANS SÜRESİ TADİL TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
Yapılacak başvurularda Ek-2.1.a veya Ek-2.1.b’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle başvuru yapılır.
b) Tadil bedeli dekontu başvuru ekinde sunulur.
4) FAALİYET BÖLGESİ TADİL TALEBİ:
a) Başvuru dilekçesi
Yapılacak başvurularda Ek-2.1.a veya Ek-2.1.b’de yer verilen dilekçe doldurularak imzalanmak suretiyle başvuru yapılır.
b) İlgili dağıtım şirketinden alınmış faaliyet bölgesi değişikliğine ilişkin gerekçeleri de içeren yazı.
c) Tadil bedeli dekontu başvuru ekinde sunulur.
AÇIKLAMALAR:
1) Aynı tadil başvurusunda birden fazla lisansta yer alan ortak hükümlerde yapılacak lisans tadilleri için tek bir tadil bedeli yatırılması gerekmektedir.
2) 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.
3) Bildirim adresi tadilinde tüzel kişinin bildirim adresi idari yönetimin tasarrufları sonucunda bahse konu bilgilerde değişiklik olmuş ise tadil bedeli alınmaz.
4) İhtiyaç duyulması halinde; burada belirtilenler dışında her türlü ilave bilgi ve belge istenebilir.
Ek-2.1.a
OSB DAĞITIM LİSANSI TADİL BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi ile bilgilerine yer verilen dağıtım lisansımızın tadil edilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Lisans tarihi ve numarası:
Tadil konusu :
Tadil gerekçesi :
OSB tüzel kişiliğinin unvanı:
Tüzel kişinin Sanayi ve Teknoloji Bakanlığına kayıtlı olduğu yetki belgesi tarih ve sayısı:
Tüzel kişinin Sanayi ve Teknoloji Bakanlığına kayıtlı sicil numarası:
OSB tüzel kişiliğinin vergi numarası:
Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
E-posta:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Kayıtlı elektronik posta adresi (KEP) adresi:
Ulusal Elektronik Tebligat Sistemi (UETS) adresi:
Ekler: (“OSB veya EB Dağıtım Faaliyeti İçin Lisans Tadil Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.)
Ek-2.1.b
EB DAĞITIM LİSANSI TADİL BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMU
ELEKTRİK PİYASASI DAİRESİ BAŞKANLIĞINA
Aşağıda konu ve gerekçesi ile bilgilerine yer verilen dağıtım lisansımızın tadil edilmesi hususunda gereğini arz ederiz.
Lisans tarihi ve numarası:
Tadil konusu :
Tadil gerekçesi :
EB’nin unvanı:
EB’den sorumlu tüzel kişinin 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: (“OSB veya EB Dağıtım Faaliyeti İçin Lisans Tadil Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nde belirtilen bilgi ve belgeler eklenecektir.)
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_5d0dc26262589.docx | Resmi Gazete Tarihi: 02.10.2013 Resmi Gazete Sayısı: 28783
ELEKTRİK PİYASASINDA LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİMİNE İLİŞKİN YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Genel Hükümler
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı elektrik piyasasında; 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi kapsamında, tüketicilerin elektrik ihtiyaçlarının tüketim noktasına en yakın üretim tesislerinden karşılanması, arz güvenliğinin sağlanmasında küçük ölçekli üretim tesislerinin ülke ekonomisine kazandırılması ve etkin kullanımının sağlanması, elektrik şebekesinde meydana gelen kayıp miktarlarının düşürülmesi amacıyla lisans alma ile şirket kurma yükümlülüğü olmaksızın, elektrik enerjisi üretebilecek gerçek veya tüzel kişilere uygulanacak usul ve esasların belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik;
a) 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi çerçevesinde kurulması öngörülen üretim tesislerinin sisteme bağlanmasına ilişkin teknik usul ve esaslar ile bu üretim tesislerinin kurulmasına ilişkin başvuru yapılmasına ve başvuruların değerlendirilmesine,
b) Lisanssız üretim faaliyeti kapsamında elektrik enerjisi üreten gerçek ve tüzel kişilerin ihtiyacının üzerinde ürettiği elektrik enerjisinin sisteme verilmesi halinde yapılacak uygulamaya,
c) Lisanssız üretim faaliyeti ile ilgili arazi temini, üretim tesisi devri ve üretim faaliyetinde bulunan gerçek veya tüzel kişiler ile İlgili Şebeke İşletmecilerinin hak ve yükümlülüklerine,
ç) Lisanssız üretim faaliyetinde bulunan kişilerin bu Yönetmelik kapsamındaki faaliyetleri ile kurulan üretim tesislerinin denetlenmesine,
ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 14 üncü maddesi ile 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun 6/A maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Adalanma: Dağıtım sisteminin üretim tesisi bulunan bir bölgesinin enerjili kalacak şekilde dağıtım sisteminden fiziksel olarak ayrılmasını,
b) AG: Etkin şiddeti 1000 Volt ve altındaki gerilimi,
c) (Mülga:RG-23/3/2016-29662)
ç) Bağlantı: Üretim tesisinin AG veya YG seviyesinde bir koruma teçhizatı üzerinden dağıtım veya iletim sistemiyle irtibatlandırılmasını,
d) Bağlantı ekipmanı: Üretim tesisinin dağıtım veya iletim sistemine bağlantısı için kullanılan, üretim tesisi üzerinde ve/veya üretim tesisi ile bağlantı noktası arasında tesis edilen koruma ve kumanda sistemlerinin bütününü,
e) Bağlantı noktası: Kullanıcıların bağlantı anlaşmaları uyarınca sisteme bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,
f) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
g) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
ğ) Evirici: Doğru akımı alternatif akıma dönüştüren düzeneği,
h) Fatura dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’da biten süreyi,
ı) İl Özel İdaresi: Üretim tesisinin kurulacağı yerin il özel idaresini veya il özel idaresi bulunmayan yerlerde Yatırım İzleme ve Koordinasyon Başkanlığını,
i) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge ve Kurul kararlarını,
j) İlgili şebeke işletmecisi: İlgisine göre TEİAŞ’ı, dağıtım şirketini veya OSB dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiyi,
k) İlgili teknik mevzuat: Bakanlık tarafından çıkarılan ilgili yönetmelik, tebliğ ve diğer düzenlemeleri,
l) Kanun: 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,
m) Kojenerasyon tesisi: Isı ve elektrik ve/veya mekanik enerjinin eş zamanlı olarak üretiminin gerçekleştirildiği tesisi,
n) Bu Yönetmelik kapsamındaki kojenerasyon tesisi: Bakanlıkça belirlenen verimlilik değerini sağlayan kategorideki kojenerasyon tesisini,
o) Mikrokojenerasyon tesisi: Elektrik enerjisine dayalı toplam kurulu gücü 100 kWe ve altında olan kojenerasyon tesisini,
ö) Muafiyetli üretim miktarı: Her bir dağıtım bölgesinde, bu Yönetmelik kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kuran gerçek veya tüzel kişilerin üretim tesislerinde İlgili Mevzuat hükümlerine uygun olarak üretip sisteme verdikleri ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi miktarını,
p) Şebeke: İlgisine göre iletim, dağıtım veya OSB dağıtım şebekesini,
r) Tebliğ: Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliğin Uygulanmasına Dair Tebliği,
s) Teknik değerlendirme raporu: Rüzgar veya güneş enerjisine dayalı üretim sahalarının etkin kullanılmasına ilişkin YEGM tarafından yapılan değerlendirmeyi,
ş) Teknik etkileşim izni: Teknik Etkileşim Analizinin neticesine göre, ilgili kurumlar tarafından olumlu veya şartlı olarak Bakanlık aracılığıyla ilgili kişilere verilen izni,
t) Tüketim tesisi: Bir gerçek ya da tüzel kişinin uhdesinde olup bağlantı anlaşması kapsamında dağıtım veya iletim sistemine bağlı veya üretim tesisi ile birlikte bağlanacak ya da 25/9/2002 tarihinden önce imzalanmış yerine kaim bir sözleşme kapsamında dağıtım veya iletim sistemine bağlı, elektrik enerjisi tüketen birim, tesis ya da teçhizatı,
u) YEGM: Bakanlık Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğünü,
ü) YEKDEM: Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesine ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik kapsamındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim faaliyeti gösteren üretim lisansı sahibi tüzel kişilerin bizzat ve bu Yönetmelik kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapan kişilerin bölgelerinde bulundukları görevli tedarik şirketleri aracılığıyla faydalanabileceği fiyatlar, süreler ve bunlara yapılacak ödemelere ilişkin usul ve esasları içeren destekleme mekanizmasını,
v) Yenilenebilir enerji kaynakları: Hidrolik, rüzgâr, güneş, jeotermal, biyokütle, biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dahil), dalga, akıntı enerjisi ve gel-git gibi fosil olmayan enerji kaynaklarını,
y) YEK Kanunu: 10/5/2005 tarihli ve 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunu,
z) YG: Etkin şiddeti 1000 Volt’un üzerinde olan gerilimi,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelik çerçevesinde, üretim tesisiyle tüketim tesisinin dağıtım sistemine aynı baradan bağlı olması halinde ilgili üretim ve tüketim tesisleri aynı yerde kabul edilir.
(3) Bu Yönetmelikte geçen ana kolon hattı, kolon hattı ve yapı bağlantı hattı ibareleri İlgili Teknik Mevzuattaki anlam ve kapsama; diğer ifade ve kısaltmalar ise İlgili Mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Lisans alma ile şirket kurma muafiyeti
MADDE 5 – (1) Önlisans ve lisans alma ile şirket kurma yükümlülüğünden muaf olarak kurulabilecek üretim tesisleri şunlardır:
a) İmdat grupları,
b) İletim ya da dağıtım sistemiyle bağlantı tesis etmeden izole çalışan üretim tesisleri,
c) Kurulu gücü bir megavat veya Kanunun 14 üncü maddesi çerçevesinde Bakanlar Kurulu kararı ile belirlenmiş kurulu güç üst sınırına kadar olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri,
ç) Ürettiği enerjinin tamamını iletim veya dağıtım sistemine vermeden kullanan, üretimi ve tüketimi aynı ölçüm noktasında olan, yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri,
d) Bakanlıkça belirlenecek verimlilik değerini sağlayan kategorideki kojenerasyon tesisleri,
e) Mikrokojenerasyon tesisleri,
f) Belediyelerin katı atık tesisleri ile arıtma tesisi çamurlarının bertarafında kullanılmak üzere kurulan üretim tesisleri,
g) 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 imkanın olması ve DSİ tarafından uygun bulunması halinde kurulan üretim tesisleri.
(2) Önlisans ve lisans alma yükümlülüğünden muaf olan yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üreten gerçek veya tüzel kişilerin ihtiyacının üzerinde ürettiği elektrik enerjisinin sisteme verilmesi hâlinde söz konusu elektrik enerjisi, ilgili görevli tedarik şirketi aracılığı ile YEKDEM kapsamında değerlendirilir.
(3) Birinci fıkranın (g) bendi kapsamında kurulacak üretim tesislerinin su kullanım hakkına ilişkin işlemler, 26/6/2003 tarihli ve 25150 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik hükümleri çerçevesinde sonuçlandırılır.
(4) Bu Yönetmelik çerçevesinde, dağıtım sisteminde yeterli kapasite bulunması halinde bir tüketim tesisi için birden fazla kojenerasyon veya yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim tesisi kurulmasına izin verilebilir. Her bir tüketim tesisi için birinci fıkranın (c) bendi kapsamında kurulabilecek yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisinin veya tesislerinin toplam kurulu gücü, birinci fıkranın (c) bendi kapsamındaki azami kapasiteden fazla olamaz. Bir gerçek veya tüzel kişi, uhdesindeki her bir tüketim tesisi için sadece bir adet mikrokojenerasyon tesisi kurabilir.
(5) Bu Yönetmelik kapsamında üretim tesisi kuracak gerçek veya tüzel kişilerin üretim tesisleri ile tüketim tesislerinin aynı dağıtım bölgesi içerisinde olması zorunludur.
(6) Birinci fıkranın (a), (b), (ç), (d), (f) ve (g) bentleri kapsamında yer alan üretim tesisleri için kurulu güç üst sınırı uygulanmaz.
İKİNCİ BÖLÜM
Bağlantı ve Sistem Kullanımına İlişkin Hükümler
Bağlantı esasları
MADDE 6 – (1) Bu Yönetmelik kapsamına giren üretim tesisleri, dördüncü fıkra kapsamında belirtilen istisnalar dışında, dağıtım sistemine bağlanır. İlgili Şebeke İşletmecisi, üretim tesisinin teknik özelliklerine ve bağlantı noktası itibarıyla dağıtım sisteminin mevcut kapasitesine göre üretim tesisini YG veya AG seviyesinden dağıtım sistemine bağlayabilir. Bağlantı başvurusu talebi, ancak İlgili Mevzuat ve İlgili Teknik Mevzuat hükümleri kapsamında reddedilebilir.
(2) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu Yönetmelik kapsamında YG seviyesinden dağıtım sistemine bağlanmak isteyen, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında olan rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi bağlantı başvuruları için, 5 inci maddenin dördüncü fıkrası hükümleri saklı kalmak kaydıyla, bir transformatör merkezine yönlendirilebilecek toplam kapasite için ilgili dağıtım şirketi veya OSB dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi TEİAŞ’a kaynak bazında ayrı ayrı bağlantı kapasite bildiriminde bulunur.”
(3) YG seviyesinden bağlantı talebinde bulunan rüzgâr ve/veya güneş enerjisine dayalı üretim tesisi başvuruları transformatör merkezi bazında ikinci fıkra kapsamında belirlenecek kapasiteye ulaşıncaya kadar 8 inci maddenin dördüncü fıkrası hükmüne göre yapılacak değerlendirme çerçevesinde dağıtım sistemine bağlanır.
(4) 5 inci maddenin birinci fıkrasının;
a) (ç) bendi kapsamında kurulacak üretim tesisleri bu tesisler ile ilişkilendirilecek tüketim tesisinin sisteme iletim seviyesinden bağlı olması halinde,
b) (d) bendi kapsamında kurulacak kojenerasyon tesisleri kurulu gücüne bağlı olarak,
iletim sistemine bağlanır.
Bu fıkra kapsamında iletim sistemine bağlanacak üretim tesisi başvuruları için bu Yönetmelikte dağıtım sistemine bağlanacak üretim tesisi başvurularında dağıtım şirketince yürütülmesi öngörülen iş ve işlemler, TEİAŞ tarafından yürütülür.
(5) (Ek:RG-23/3/2016-29662) TEİAŞ tarafından maksimum kapasite tahsis edilmiş trafo merkezi için herhangi bir nedenle ilave kapasite tahsis edilmesi veya yeni işletmeye alınan trafo merkezinde kapasite ortaya çıkması halinde, İlgili Şebeke İşletmecisi ile TEİAŞ arasında sistem kullanım anlaşması imzalanmasını müteakiben, bahse konu kapasite her yıl nisan, ağustos ve aralık aylarının birinci iş günü TEİAŞ tarafından kendi internet sayfasında ayrıca ilan edilir. İlgili kapasitelere ilişkin başvurular, ancak ilan tarihinden itibaren üç ay sonra alınmaya başlanır.
(6) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Beşinci fıkra hükmü kapsamı dışında herhangi bir nedenle trafo merkezlerinde kapasite ortaya çıkması halinde, söz konusu kapasite İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından TEİAŞ’a bildirilir. Söz konusu bildirimi takip eden ayın birinci iş günü TEİAŞ tarafından uygun bulunan kapasite TEİAŞ’ın internet sayfasında ilan edilir. İlan edilen kapasitelere ilişkin başvuru, söz konusu ilan tarihinden itibaren üç ay sonra İlgili Şebeke İşletmecisince alınmaya başlanır.
(7)(Ek:RG-23/3/2016-29662) Bu Yönetmelik kapsamında kurulacak üretim tesisleri için trafo merkezlerine doğrudan bağlantı ve fider tahsisi yapılmaz.
(8) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Üretim tesisinin bağlanacağı mevcut şebekeye olan uzaklığı;
a) Kurulu gücü azami 0,499 MW olan tesisler için kuş uçuşu mesafesi beş kilometreden, projelendirmeye esas mesafesi ise altı kilometreden,
b) Kurulu gücü 0,5 MW’dan 1 MW’a kadar olan tesisler için kuş uçuşu mesafesi on kilometreden, projelendirmeye esas mesafesi oniki kilometreden,
fazla olamaz.
(9) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Bu Yönetmelik kapsamında kurulacak üretim tesisi, söz konusu üretim tesisinin kurulacağı dağıtım bölgesi dışında yer alan başka bir dağıtım sistemine bağlanamaz.
(10) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Çatı uygulamaları hariç olmak üzere her bir trafo merkezinde, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında olan rüzgar ve güneş enerjisine dayalı enerji üretim tesisleri için; herhangi bir gerçek veya tüzel kişiye ve söz konusu gerçek veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı olarak ortak olduğu tüzel kişilere ve bu kişilerin kontrolünde olan tüzel kişilere, tüketim tesisi sayısına bakılmaksızın başvuru aşamasında azami 1 MW tahsis yapılabilir. Söz konusu gerçek veya tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı olarak ortak olduğu tüzel kişilere ve varlığı halinde bu kişilerin kontrolünde olan tüzel kişilere ilişkin bilgilerde ilgili tüzel kişinin beyanı esas alınır. Bu beyanın yanlış, eksik veya yanıltıcı olarak verildiğinin saptanması halinde, ilgili gerçek ve tüzel kişiye ait bağlantı anlaşması çağrı mektubu iptal edilir.
(11) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) 24/4/1969 tarihli ve 1163 sayılı Kooperatifler Kanunu kapsamında kurulan yenilenebilir enerji üretim kooperatifleri vasıtasıyla kurulan tesisler için yapılan tüketim birleştirmelerinde yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı kuracakları üretim tesisleri için onuncu fıkra kapsamında yapılacak tahsisler, 24/4/1969 tarihli ve 1163 sayılı Kooperatifler Kanunu kapsamında kurulan yenilenebilir enerji üretim kooperatiflerinin ortak sayıları ve tüketim ihtiyaçları ile orantılı olarak belirlenir. Bu çerçevede ortak sayısına bağlı olarak ve her bir tüketim tesisi ile ilişkilendirilen üretim tesisinin kurulu gücü 1 MW’ı geçmeyecek şekilde;
a) 100’e kadar ortağı bulunan için 1 MW’a kadar,
b) 100’den fazla 500’e kadar ortaklı için 2 MW’a kadar,
c) 500’den fazla 1000’e kadar ortaklı için 3 MW’a kadar,
ç) 1000’den fazla ortağı olan için 5 MW’a kadar,
tahsis yapılabilir.
(12) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında kurulacak olan rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin kurulu gücü, ilgili üretim tesisi ile ilişkilendirilecek tüketim tesisinin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücünün otuz katından fazla olamaz. Üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesisi veya tesislerine ilişkin aboneliğin değiştirilmek istenmesi halinde, üretim tesisi ile ilişkilendirilecek yeni tüketim tesisi veya tesislerinin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü, başvuruya esas bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücünden az olamaz, aksi halde Bağlantı Anlaşması iptal edilir.
Bağlantı başvurusu
MADDE 7 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri haricindeki üretim tesislerinde üretim yapmak isteyen gerçek veya tüzel kişiler, bağlantı ve sistem kullanımı amacıyla, ekinde aşağıdaki bilgi ve belgeler bulunan Ek-1’de yer alan Lisanssız Üretim Bağlantı Başvuru Formu ile doğrudan İlgili Şebeke İşletmecisine başvurur. Bu başvurularda;
a) Üretim tesisinin kurulacağı yere ait tapu kaydı veya kira sözleşmesi veya kullanım hakkını gösterir belge,
b) Kojenerasyon tesisleri için tesis toplam verimliliğine ilişkin belge,
c) Biyokütle ve biyokütleden elde edilen gaz (çöp gazı dâhil) ile rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri hariç olmak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanım hakkının elde edildiğine dair belge,
ç) Başvuru ücretinin İlgili Şebeke İşletmecisinin hesabına yatırıldığına dair makbuz veya dekont,
d) Kurulacak tesisin teknik özelliklerini de gösteren Tek Hat Şeması,
e) (Ek:RG-23/3/2016-29662) YEGM tarafından hazırlanacak Teknik Değerlendirme Formu,
f) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Koordinatlı aplikasyon krokisi,
g) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Başvuruda bulunan tüzel kişinin, tüzel kişilikte doğrudan veya dolaylı pay sahibi olan gerçek ve tüzel kişilerin ortaklık yapısını ve varlığı halinde kontrol ilişkisini ortaya koyan bilgiler,
sunulur.
(2) Bu Yönetmelik kapsamında hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisi kurmak isteyen gerçek veya tüzel kişiler sisteme bağlantı ve su kullanım hakkı edinimi amacıyla, Ek-2’de yer alan Başvuru Dilekçesi ve Ek-1’de yer alan Lisanssız Üretim Bağlantı Başvuru Formu ile tesisin kurulacağı yerin İl Özel İdaresine başvuruda bulunur. Söz konusu başvuru ekinde; birinci fıkranın (a), (ç) ve (d) bentlerinde belirtilen belgelerin sunulması zorunludur. İl Özel İdareleri, üretim tesisinin yapımının su rejimi açısından uygun bulunduğuna dair görüş almak için her takvim ayı içinde alınan bağlantı başvurularını takip eden ayın ilk beş günü içinde DSİ’nin yetkili bölge müdürlüklerine gönderir. İlgili DSİ birimi, su rejimi açısından uygunluk görüşünü kendisine başvurunun ulaştığı ayı takip eden ayın yirminci gününe kadar sonuçlandırır ve İl Özel İdaresine gönderir. DSİ’nin ilgili birimi tarafından gönderilen görüşün olumlu olması halinde, İl Özel İdaresi olumlu görüşün kendisine ulaştığı ayı takip eden ayın ilk beş günü içerisinde bağlantıya ilişkin başvuruyu İlgili Şebeke İşletmecisine gönderir. Başvuruların İl Özel İdaresi tarafından İlgili Şebeke İşletmecisine gönderilmemesi halinde, yatırılan başvuru bedeli başvuru sahibinin talebi üzerine İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından başvuru sahibine iade edilir.
(3) Başvuru sahibi gerçek veya tüzel kişi, DSİ tarafından çıkarılan mevzuatta istenen belgeleri de başvuru dosyasına eklemekle yükümlüdür. DSİ tarafından çıkarılan mevzuatta istenen bilgi veya belgeler tamamlanmadan hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisi kurmak amacıyla başvuru yapılamaz.
(4) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi ile (d) bendi kapsamında kurulacak üretim tesisine ilişkin bağlantı başvurusu birinci fıkrada yer alan belgeler ile;
a) İletim seviyesinden bağlanacak üretim tesisleri için TEİAŞ’a,
b) Dağıtım seviyesinden bağlanacak üretim tesisleri için ilgili dağıtım şirketi veya OSB dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye,
yapılır.
(5) Bu madde kapsamında başvuruda bulunan gerçek veya tüzel kişilerin, başvuruda bulunduğu ay içerisinde ilgili üretim tesisine ilişkin yazılı olarak kurulu güç değişikliği talebinde bulunması halinde,
a) Kurulu güç değişikliğine ilişkin talep tarihi başvuru tarihi olarak kabul edilir.
b) Yeni kurulu güce göre sunulması gereken belgeler başvuru ekinde sunulur.
(6) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu Yönetmelik kapsamında Bakanlık veya Bakanlık tarafından yetkilendirilen kurum tarafından 10 kW’a kadar tip proje hazırlanması uygun görülen, yenilenebilir enerji kaynağına dayalı ve kendi tüketim tesisinin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücüne kadar doğrudan bağlı üretim tesisleri için başvuru ve ihtiyaç fazlası enerjinin değerlendirilmesinde izlenecek usul ve esaslar ile Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu formatı Kurum tarafından belirlenir. Bu kapsamda gerçekleşecek olan rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesislerine ilişkin başvurular, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında yer alan rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için tahsis edilen kapasiteler dışında değerlendirilir.
(7) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Avrupa Birliği Katılım Öncesi Yardım Aracı bileşenlerine dahil hibe programlarını da içeren uluslararası hibe programları ile kamu kurum ve kuruluşları tarafından sağlanan hibe ve/veya krediler kapsamında; yenilenebilir enerji kaynağına dayalı ve kendi elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak üzere bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücünü geçmeyecek şekilde;
a) Tarım ve kırsal kalkınma amaçlı kurulu gücü azami 300 kW olan üretim tesisi ile tüketim tesisinin aynı bağlantı noktasında olduğu projeler,
b) Atıksu arıtma tesislerinin tüketim ihtiyacını karşılama amaçlı aynı bağlantı noktasında bulunan projeler,
dokuzuncu fıkrada tahsis edilen kapasite kapsamında değerlendirilir. Bu fıkra kapsamında kapasite tahsisi yapılacak başvuru sahipleri, İlgili Şebeke İşletmecisine, Tarım ve Kırsal Kalkınmayı Destekleme Kurumu veya ilgili diğer kurum ve kuruluşların merkez teşkilatı tarafından verilen Avrupa Birliği Katılım Öncesi Yardım Aracı bileşenlerine dahil hibe programları kapsamında hibeden yararlandırılacağına dair belgeyi veya ilgili diğer kurum ve kuruluşlar tarafından sağlanan hibe ve/veya kredilerden faydalandırılacağına dair belgeyi İlgili Şebeke İşletmecisine sunar. Söz konusu başvuru sahibine, mevzuatta yer alan başvuruya ilişkin yükümlülüklerin de yerine getirilmesi halinde, İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu verilir. Bu fıkra kapsamında kapasite tahsisi yapılacak başvurular için İlgili Şebeke İşletmecisi ile Bağlantı Anlaşması imzalanır. Söz konusu hibe ve/veya kredi programları kapsamında hibeden ve/veya krediden yararlandırılmaya hak kazanıldığına dair sözleşme, Bağlantı Anlaşmasının imzalanmasını müteakiben üç ay içerisinde başvuru sahibi tarafından İlgili Şebeke İşletmecisine sunulur, ilgili belgenin sunulmaması halinde Bağlantı Anlaşması iptal edilir.
(8) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) 24/4/1969 tarihli ve 1163 sayılı Kooperatifler Kanunu kapsamında kurulan yenilenebilir enerji üretim kooperatiflerinin, 18/4/1972 tarihli ve 1581 sayılı Tarım Kredi Kooperatifleri ve Birlikleri Kanunu kapsamında kurulan birlikler ve kooperatiflerin, 1/6/2000 tarihli ve 4572 sayılı Tarım Satış Kooperatifleri ve Birlikleri Hakkında Kanunu kapsamında kurulan birlikler ve kooperatiflerin, Tarımsal Birlik ve Kooperatiflerin, 8/3/2011 tarihli ve 6172 sayılı Sulama Birlikleri Kanunu kapsamında kurulan birlikler ve söz konusu birliklerin DSİ ile birlikte tüketim birleştirme kapsamında yapacağı başvurular ile kamu kurum ve kuruluşlarının, üniversitelerin, yüksek teknoloji enstitülerinin, Organize Sanayi Bölgeleri ile bu tüzel kişilerin hisselerinin tamamına sahip olduğu tüzel kişilerin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücünü geçmeyecek şekilde yapacağı başvurular da dokuzuncu fıkrada yer alan kapasite kapsamında değerlendirilir. Ancak çatı uygulamaları hariç olmak üzere, bu fıkra ve yedinci fıkra kapsamında kurulacak üretim tesisleri için her bir trafo merkezinde azami 1 MW kapasite tahsis edilebilir.
(9) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Yedinci ve sekizinci fıkralar kapsamında kurulacak üretim tesislerine ilişkin olarak;
a) TEİAŞ tarafından her bir trafo merkezi için münhasıran 5 MW bağlantı kapasitesi tahsis edilir. Tahsis edilen kapasitenin tamamlanması halinde, ilave kapasite için İlgili Şebeke İşletmecisince derlenen başvurular TEİAŞ’a iletilir ve TEİAŞ tarafından uygun bulunması halinde kapasite tahsis edilebilir. Tahsis edilen kapasitelere ilişkin bilgi, bu Yönetmeliğin 6 ncı maddesinin altıncı fıkrası gereğince ilan edilen kapasiteler ile birlikte TEİAŞ’ın internet sayfasında yayımlanır.
b) Üretim tesisinin bağlanacağı mevcut şebekeye olan uzaklığı;
1) Kurulu gücü azami 0,499 MW olan tesisler için kuş uçuşu mesafesi bir kilometreden, projelendirmeye esas mesafesi ise iki kilometreden,
2) Kurulu gücü 0,5 MW’dan 1 MW’a kadar olan tesisler için kuş uçuşu mesafesi beş kilometreden, projelendirmeye esas mesafesi altı kilometreden,
fazla olamaz.
(10) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Teknik değerlendirmesi uygun bulunan başvurulara ait teknik değerlendirme raporu her ayın beşine kadar YEGM internet sayfasında ilan edilir. İlan edilen rüzgar enerjisine dayalı başvuru sahipleri Teknik Etkileşim İzni için TÜBİTAK Bilişim ve Bilgi Güvenliği İleri Teknolojiler Araştırma Merkezi’ne başvuruda bulunur. Söz konusu başvurunun eksiksiz yapıldığına dair belge YEGM’in ilan tarihinden itibaren otuz gün içerisinde YEGM'e sunulur. TÜBİTAK Bilişim ve Bilgi Güvenliği İleri Teknolojiler Araştırma Merkezi’ne Teknik Etkileşim İzni için eksiksiz başvurulduğuna dair belgenin;
a) Süresi içerisinde sunulmaması halinde söz konusu başvuru,
b) Süresi içerisinde sunulması halinde ilgili başvuruya ilişkin kapasitenin Teknik Etkileşim İzni sonucuna kadar bekletilmesi için,
YEGM tarafından İlgili Şebeke İşletmecisine bildirilir. İlgili Şebeke İşletmecisince (a) bendi kapsamındaki başvurular reddedilir.
(11) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Önlisans veya üretim lisansı başvurusuna konu üretim tesisi sahası için ilgili mevzuatta yer alan düzenlemeler saklı kalmak kaydıyla lisanssız üretim başvurusu yapılamaz, yapılması halinde ilgili başvurular iade edilir.
(12) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Lisanssız üretim başvurusuna konu üretim tesisi sahası için;
a) Rüzgar ve/veya güneş enerjisine dayalı önlisans başvurusunda bulunulması halinde, her bir başvuru için YEGM tarafından yapılan Teknik Değerlendirmenin olumlu olması durumunda söz konusu başvurular ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde sonuçlandırılır. YEGM tarafından yapılan Teknik Değerlendirme sonucu ilgili başvuruların birbirlerini olumsuz etkilemesi halinde lisanssız üretime ilişkin başvurular, bağlantı anlaşması çağrı mektubu almış olanlar hariç reddedilir. Lisanssız üretime ilişkin başvurunun Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu almaya hak kazanmış olması durumunda; önlisans ve lisans başvurusu revize edilme imkanı yoksa reddedilir,
b) Rüzgar ve güneş enerjisi dışında diğer kaynaklara dayalı önlisans ve lisans başvurusunda bulunulması ve lisanssız üretime ilişkin başvurunun Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu almaya hak kazanmamış olması hallerinde ilgili lisanssız üretime ilişkin başvuru reddedilir,
c) Rüzgar ve güneş enerjisi dışında diğer kaynaklara dayalı önlisans ve lisans başvurusunda bulunulması ve lisanssız üretime ilişkin başvurunun Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu almaya hak kazanmış olması hallerinde ilgili önlisans ve lisans başvurusu reddedilir ve lisanssız üretime ilişkin başvurular ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde sonuçlandırılır. Ancak, aynı günde ilgili üretim tesisi sahasında üretim tesisi kurulması için yapılan lisanssız üretim başvurusunun Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu almaya hak kazanması ve önlisans ve lisans başvurusunda bulunulması hallerinde lisanssız üretime ilişkin başvuru reddedilir.
(13) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Teknolojik iyileştirmeler vasıtasıyla yenilenebilir enerji kaynakları kullanılarak kesintisiz güç üretebileceği TEİAŞ tarafından tespit edilen, rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesislerine ilişkin başvurular, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında yer alan rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için tahsis edilen kapasiteler dışında değerlendirilir.
Bağlantı başvurusunun değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması
MADDE 8 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında üretim yapmak isteyen gerçek veya tüzel kişilerin her takvim ayı içinde alınan başvuruları ile İl Özel İdarelerinden yönlendirilen başvurular, İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından, takip eden ayın ilk yirmi günü içinde toplu olarak değerlendirilir ve sonuçlandırılır. Eksik veya yanlış evrak verenlerin başvuruları değerlendirmeye alınmaz. Eksik veya yanlışlığın mahiyeti hakkında, başvuru sahibine eksikliklerin on iş günü içerisinde tamamlanması için bildirimde bulunulur. Eksik belgelerin süresinde tamamlanmaması halinde, başvuru reddedilerek sunulan belgeler başvuru sahibine iade edilir ve ilgili İl Özel İdaresine konu hakkında bilgi verilir. Eksiksiz olarak yapıldığı tespit edilen başvurular başvuru tarihi itibariyle veya eksikliklerin giderildiğine ilişkin belgelerin İlgili Şebeke İşletmecisinin evrakına giriş tarihi itibari ile değerlendirmeye alınır. Bu başvuruların değerlendirmesi eksikliklerin tamamlandığı tarih itibariyle yapılmış olan başvurularla birlikte yapılır.
(2) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) TEİAŞ tarafından belirlenen maksimum bağlanabilir kapasitenin tahsis edilmiş olması halinde, ilgili trafo merkezine ilişkin başvurular herhangi bir işlem tesis edilmeksizin iade edilir.
(3) (Değişik:RG-23/3/2016-29662) Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı başvurulardan; bağlantı noktası uygun bulunanlar ile alternatif bağlantı önerilen başvurular hakkında YEGM tarafından Teknik Değerlendirme Raporu hazırlanması için Tebliğ’de belirlenen usule göre işlem tesis edilir. Birinci fıkrada belirlenen süre bu başvurularda sadece İlgili Şebeke İşletmecisinin işlemleri için uygulanır.
(4) İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından Şebekeye bağlantısı yapılacak olan üretim tesisinin bağlantısına ilişkin değerlendirmede;
a) Başvuruya konu üretim tesisinin yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olması,
b) Başvuruya konu üretim tesisinin kojenerasyon tesisi olması,
c) Başvuru sahibinin son bir yıl içindeki tüketim miktarının diğer başvurulardan yüksek olması,
ç) Başvuruya konu üretim tesisinin tüketim tesisi ile aynı yerde olması,
d) Başvurunun tüketim birleştirme hükümleri kapsamındaki başvuru olması,
e) Başvuru sahibinin önceden olumlu bağlantı görüşü verilmiş bir başvurusunun olmaması,
kriterleri sırasıyla uygulanır. Bir yıllık tüketimi olmayan başvuru sahiplerinin yıllık tüketimleri mevcut aylık tüketimlerinin ortalaması dikkate alınarak yıllık bazda, sadece bir aylık tüketiminin olması halinde bu tüketimi dikkate alınarak yıllık bazda hesap edilir. İnşa aşamasındaki tesisler için yapılan başvurularda proje değerleri dikkate alınarak en yakındaki benzer abonelerin tüketimlerine göre hesap yapılır. Yapılan değerlendirme sonucunda, birden fazla başvurunun tüm kriterleri sağlaması durumunda İlgili Şebeke İşletmecisine veya varsa ilgili İl Özel İdaresine yapılan başvuru tarihi sıralamaya esas alınır.
(5) İlgili Şebeke İşletmecisi, bu madde kapsamında değerlendirilen başvurulara ilişkin gerekçeli değerlendirme neticesini ve bağlantı noktası uygun bulunmayan başvurular için varsa alternatif bağlantı önerisini kendi internet sayfasında bir ay süreyle ilan eder, hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerine ilişkin değerlendirme sonuçlarını ilgili İl Özel İdaresine yazılı olarak bildirir.
(6) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Dördüncü fıkranın (a) bendi kapsamında, birden fazla yenilenebilir enerji kaynağına dayalı başvuru olması ve başvuruya konu üretim tesisinin tüketim tesisi ile aynı yerde olması hallerinde, üretim tesisinin bağlantısına ilişkin değerlendirmede, başvuruya konu üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesisinin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü en yüksek olan başvuruya öncelik verilir. Ancak başvuruların tüm kriterleri sağlaması durumunda, İlgili Şebeke İşletmecisine veya varsa ilgili İl Özel İdaresine yapılan başvuru tarihi sıralamaya esas alınarak işlem tesis edilir. Bu fıkra kapsamında başvurular değerlendirildikten sonra kapasite olması halinde, üretim tesisi ile tüketim tesisi aynı yerde olmayan başvurular sonuçlandırılır.
(7) (Ek:RG-23/3/2016-29662) 7 nci maddenin altıncı fıkrası kapsamında yer alan üretim tesislerine ilişkin başvurular için İlgili Şebeke İşletmecisince, Kurum tarafından belirlenecek usul ve esaslar saklı kalmak üzere, 7 nci madde kapsamında başkaca bir işlem tesis edilmeksizin olumlu bağlantı görüşü oluşturulur.
(8) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Dördüncü fıkranın (c) bendi kapsamında Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu sahibi ve Bağlantı Anlaşması imzalayan kişiler, üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesis veya tesislerine ilişkin aboneliği değiştirmek istemeleri halinde, üretim tesisi ile ilişkilendirilecek yeni tüketim tesis veya tesislerinin yıllık toplam elektrik enerjisi tüketimi, başvuruya esas tüketim miktarından az olamaz, aksi halde Bağlantı Anlaşması iptal edilir.
(9) (Ek:RG-22/10/2016-29865) Bu Yönetmelik kapsamında Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu sahibi ve Bağlantı Anlaşması imzalayan gerçek veya tüzel kişiler uhdesindeki üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesisi veya tesislerine ilişkin aboneliğe ait kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespit edilmesi halinde, Bağlantı Anlaşmasına Çağrı Mektubu, Bağlantı Anlaşması ve Sistem Kullanım Anlaşması iptal edilir.
Bağlantı ve sistem kullanımı için başvuru
MADDE 9 – (1) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri bakımından Ek-3’te yer alan örneğe uygun Su Kullanım Hakkı İzin Belgesi düzenlemeye, başvuru yapılan İl Özel İdaresi yetkilidir. İlgili İl Özel İdaresi, su kullanım hakkı izin belgesini ancak başvurunun DSİ taşra teşkilatınca üretim tesisinin yapımının su rejimi açısından uygun bulunduğuna dair görüşü ve İlgili Şebeke İşletmecisinin uygun bağlantı görüşünün birlikte bulunması halinde düzenleyebilir.
(2) (Değişik:RG-23/3/2016-29662) Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri bakımından ilgili il özel idaresinden su kullanım hakkı izin belgesini alan ve diğer kaynaklar bakımından bağlantı başvurusu uygun bulunan veya İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından teklif edilen alternatif bağlantı noktası önerisini kabul edenler ile rüzgar ve güneş enerjisine dayalı başvurularda Teknik Değerlendirme Raporu olumlu olanlara İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından Bağlantı Anlaşmasına Çağrı Mektubu gönderilir. Kendisine Bağlantı Anlaşmasına Çağrı Mektubu gönderilen gerçek veya tüzel kişilere, söz konusu su kullanım hakkı izin belgesinin alınma veya Bağlantı Anlaşmasına Çağrı Mektubunun tebliğ tarihinden itibaren yüzseksen gün süre verilir. Gerçek veya tüzel kişiler söz konusu sürenin ilk doksan günü içerisinde üretim tesisi ve varsa irtibat hattı projesini Bakanlık veya Bakanlığın yetki verdiği kurum ve/veya tüzel kişilerin onayına sunar. Proje onayına yetkili Kurum veya Kuruluş tarafından proje onayı için başvuruda bulunan kişiler ile başvuru tarihlerini haftalık olarak internet sayfasında ilan eder. Doksan gün içinde proje onayı için başvuruda bulunmayan gerçek veya tüzel kişilerin bağlantı başvuruları geçersiz sayılarak sunmuş oldukları belgeler kendilerine iade edilir.
(3) (Değişik:RG-23/3/2016-29662) İlgili gerçek veya tüzel kişilerin aşağıdaki belgeleri İlgili Şebeke İşletmecisine ikinci fıkrada belirtilen süre içerisinde ve eksiksiz olarak sunmaları halinde, İlgili Şebeke İşletmecisi kendileriyle otuz gün içerisinde bağlantı anlaşması imzalamakla yükümlüdür:
a) Üretim tesisinin inşaatına başlanabilmesi için İlgili Teknik Mevzuat çerçevesinde alınması gereken proje onayı,
b) Rüzgar enerjisine dayalı başvurularda Teknik Etkileşim İzni.
(4) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Üçüncü fıkrada belirlenen belgeleri zamanında edinemeyen başvuru sahiplerine, ikinci fıkrada belirlenen süreler içerisinde yazılı olarak İlgili Şebeke İşletmecisine başvurması halinde, İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından yüzseksen gün ilave süre verilir.
(5) Kendisine dördüncü fıkra kapsamında ek süre verilen başvuru sahiplerinin, verilen ek süre sonuna kadar söz konusu belgeleri İlgili Şebeke İşletmecisine sunamamaları halinde, ilgili gerçek veya tüzel kişiler bağlantı anlaşması imzalama hakkını kaybeder ve mevcut belgeleri kendisine iade edilir.
(6) (Mülga:RG-23/3/2016-29662)
(7) Bağlantı anlaşması imzalanan üretim tesislerinde kurulu güç artışı talebinde bulunulması halinde, ilgili talep söz konusu talebin yapıldığı ayda yapılan diğer tüm başvurular ile birlikte değerlendirilir. Bu kapsamda;
a) Söz konusu talebe İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından olumsuz görüş verilmesi veya önerilen alternatif bağlantı görüşünün ilgili gerçek veya tüzel kişi tarafından kabul edilmemesi halinde, başvuru sahibine ait mevcut bağlantı anlaşmasının geçerliliği devam eder.
b) Söz konusu talebe İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından olumlu görüş verilmesi veya önerilen alternatif bağlantı görüşünün ilgili gerçek veya tüzel kişi tarafından kabul edilmesi halinde, kabul edilme tarihinden itibaren otuz gün içerisinde üretim tesisinin projesi tadil edilerek ikinci fıkra çerçevesinde Bakanlık veya Bakanlığın yetki verdiği kurum ve/veya tüzel kişilerin onayına sunulur. Proje onayının tamamlanmasından itibaren otuz gün içerisinde ilgili bağlantı anlaşması yeni kurulu güce göre revize edilir. İlgili gerçek veya tüzel kişinin süresi içerisinde anlaşmayı imzalamaktan imtina etmesi halinde, kurulu güç artışı talebine ilişkin bağlantı görüşü kendiliğinden geçersiz hale gelir. Bu durumda ilgili kişinin başvuruda sunduğu belgeler kendisine iade edilir.
c) Kurulu güç artışına ilişkin talebin olumlu bulunması halinde, ilgili üretim tesisinin tamamlanması için 24 üncü maddenin birinci fıkrasında belirlenen sürelere ilave olarak altı ay ek süre verilir.
ç) Bu fıkra kapsamında kurulu güç artışı talebine, üretim tesisinin geçici kabulü yapılana kadar sadece bir defa izin verilebilir.
Bağlantı ve sistem kullanımı
MADDE 10 – (1) Üretim tesisinin Şebekeye bağlantısında kullanılacak olan bağlantı ekipmanı üretim tesisinin ayrılmaz bir parçasıdır. Üretim tesisinin Şebekeye bağlantısında, korumasında veya kumandasında üretim tesisine ilave olarak dâhili veya harici bir bağlantı ekipmanı kullanılması durumunda, bağlantı ekipmanları da üretim tesisine ilişkin kabul testlerine dâhil edilir.
(2) Bu Yönetmelik kapsamında; Şebekeye bağlanacak üreticilerle yapılacak bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında yer alacak genel hükümler, İlgili Şebeke İşletmecisinin görüşü alınarak Kurul tarafından belirlenir. Belirlenen genel hükümler İlgili Şebeke İşletmecisinin ve Kurumun internet sayfalarında yayımlanır.
(3) Bağlantıya ilişkin mülkiyet ve işletme sınırları, bağlantı anlaşmasında belirlenir.
(4) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Üretim tesisleri, sistem kullanım anlaşmasında belirtilen tarihten itibaren sisteme enerji verebilir. Bu tarih hiçbir şekilde Bakanlık veya Bakanlığın yetki verdiği kuruluş ve/veya tüzel kişiler tarafından üretim tesisinin Bakanlık tarafından çıkarılan kabule ilişkin ilgili yönetmelik hükümlerine göre ticari faaliyete başladığı tarihten önce olamaz.
(5) Bu Yönetmelik kapsamında üretim yapan gerçek ve tüzel kişiler;
a) Üretim ve tüketim tesislerinin aynı yerde olması halinde sisteme verdiği veya sistemden çektiği net enerji miktarı için,
b) Üretim ve tüketim tesislerinin aynı yerde olmaması halinde sisteme verdiği ve sistemden çektiği enerji miktarları için ayrı ayrı,
sistem kullanım bedeli öder.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Üretim Kaynak Belgesine ve Teknik Hususlara İlişkin Hükümler
Lisanssız üreticilere üretim kaynak belgesi verilmesi
MADDE 11 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapmak amacıyla İlgili Şebeke İşletmecisi ile bağlantı anlaşması ve sistem kullanım anlaşmasını imzalayan üreticilere, talep etmeleri halinde, Ek-4’te yer alan örneğe uygun Üretim Kaynak Belgesi İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından verilir.
(2) Bu madde kapsamında yapılacak başvurular İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından en geç on iş günü içerisinde sonuçlandırılır. Bu madde kapsamında aynı üretim dönemine ilişkin sadece bir kez Üretim Kaynak Belgesi verilir.
Bağlantı noktası seçimi
MADDE 12 – (1) Başvuruda beyan edilen üretim tesisi kurulu gücünün;
a) 11 kWe ve altında olması halinde AG,
b) 11 kWe’nin üzerinde olması halinde yapılan teknik değerlendirme sonucunda AG veya YG,
seviyesinden Şebekeye bağlanır. Bu husustaki bağlantı şartları, Tebliğ ile düzenlenir.
(2) Bu Yönetmelik kapsamında Şebekeye bağlanan tüketim tesisi ile aynı yerdeki üretim tesislerinin Şebekeye bağlantısı için ek yatırım gerekmesi halinde İlgili Mevzuat hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(3) AG seviyesinden bağlanacak üretim tesislerinin toplam kapasitesi, bu üretim tesislerinin bağlı olduğu dağıtım transformatörünün İlgili Şebeke İşletmecisine ait bir transformatör olması halinde transformatör gücünün yüzde (Değişik ibare:RG-15/5/2017-30067) ellisini geçemez. Transformatörün başvuru sahibine ait olması durumunda, söz konusu kapasite transformatör gücü kadar olur.
(4) İlgili Şebeke İşletmecisine ait bir dağıtım transformatörünün AG seviyesinde bir kişiye bir yıl içerisinde tahsis edilebilecek kapasite Ek-5’te yer alan tabloya göre belirlenir.
(5) (Mülga:RG-23/3/2016-29662)
(6) Tüketim tesisi ile aynı yerdeki üretim tesisleri hariç olmak üzere bağlantı noktası tadil talepleri, bu Yönetmelik kapsamında belirlenen hükümlere göre değerlendirilir.
(7) Tüketim tesisi ile aynı yerde olmayan üretim tesisi ya da tesislerinin Şebekeye bağlantısı için gereken ek yatırımlar İlgili Mevzuat hükümlerine göre İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından yapılır.
İşletme koşullarının dışına çıkılması
MADDE 13 – (1) Can ve mal emniyetinin sağlanması için, bu Yönetmelik kapsamında kurulan üretim tesisi ile bağlantı ekipmanının, şebeke kaybı olması veya kısa devre arızası oluşması durumlarında Tebliğde belirlenen koşullara uygun olarak Şebekeyle bağlantısının kesilmesi zorunludur. Üretim tesisi, bu durumların her birinde sistemde adalanmaya neden olmadan Şebekeden ayrılmalıdır.
(2) İlgili Şebeke İşletmecisi gerekçelerini bildirmek kaydıyla, bağlantı noktasındaki Şebekenin durumuna göre İlgili Mevzuatta öngörülen işletme koşulları dışına çıkılmaması ve üretim tesisinin fliker etkisinin uygun seviyeye getirilebilmesi için ilave koruma tedbirlerinin alınmasını isteyebilir.
Teknik sorumluluk
MADDE 14 – (1) Şebekeye AG ve YG seviyesinden bağlanacak üretim tesislerinin yapımı, işletmeye alınması, işletilmesi ve iş güvenliği sorumluluğu üretim yapan gerçek veya tüzel kişiye aittir. Bu kapsamda, üretim tesisi sahibi gerçek veya tüzel kişiler YG seviyesinden yapılacak bağlantılar için, üretim tesisinin geçici kabulünden başlamak üzere işletme süresince, İlgili Teknik Mevzuata göre görev yapacak yetkili işletme sorumlusu istihdam etmek ve/veya bu konuda gerekli hizmetleri almakla yükümlüdür.
(2) İşletme sorumlusu, üretim tesisi ve mütemmim cüzlerinin İlgili Mevzuat ve İlgili Teknik Mevzuata uygun olarak işletilmesinden sorumludur. Sorumlu olduğu mevzuata aykırılıklardan kaynaklanacak zararlardan işletme sahibi ile beraber müteselsilen sorumludur.
Uyum, bakım, testler ve geçici kabul
MADDE 15 – (1) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu Yönetmelik kapsamında üretim tesisi kuran gerçek veya tüzel kişi; Şebekeye bağlanacak üretim tesisinin, bu Yönetmelik ve Tebliğde tanımlanan kriterlere ve bağlantı anlaşmasında yer alan şartlara uygun olduğunu aşağıdaki usul ve esaslar çerçevesinde İlgili Şebeke İşletmecisine bildirir. Üretim tesisinin geçici kabule hazır olduğu İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından onbeş gün içerisinde tutanakla imza altına alınır. Bu kapsamda;
a) Üretim yapacak gerçek veya tüzel kişi; İlgili Şebeke İşletmecisi ile birlikte imzalanan geçici kabule hazır tutanağı ile uyum raporunu kabul işlemi için Bakanlık veya Bakanlığın yetki verdiği kuruluş ve/veya tüzel kişilere sunar ve kabul başvurusu yapar. Uyum raporunda; imalat testi, tip testleri (Ek-6) veya sertifikaları ile ilgili teknik veriler ve parametreler yer alır.
b) Kabul işlemleri İlgili Teknik Mevzuata göre yapılır.
(2) Üretim yapan gerçek veya tüzel kişi, üretim tesisinin bakımından sorumludur. Üretim tesisinin ve bağlantı sisteminin, imalatçıların bakım ve/veya rutin deney için verdiği zaman dilimlerinde ve bağlantı anlaşmasındaki hükümlere göre yapılacak periyodik bakımlarının İlgili Teknik Mevzuata göre yaptırılması veya işletme sorumlusu tarafından yapılması ile yapılan bakımlara ilişkin raporların İlgili Şebeke İşletmecisine sunulması zorunludur. İşletme sorumlusu periyodik bakımlardan İlgili Şebeke İşletmecisine karşı ayrıca sorumludur.
(3) İlgili Şebeke İşletmecisi, bu Yönetmelik kapsamında kurulan üretim tesisi ile üretim tesisi ve bağlantı sisteminde yapılan bakım, test ve deneylerin bu Yönetmelik ve Tebliğ ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında belirlenen esaslara uygunluğunu kontrol edebilir.
Sayaçlar
MADDE 16 – (1) Bu Yönetmeliğin uygulanması amacıyla üçüncü fıkra hükmü saklı kalmak kaydıyla;
a) Üretim ve tüketim tesislerinin aynı yerde bulunması halinde, bağlantı anlaşmasında belirlenen yere İlgili Mevzuatta dengeleme mekanizmasının gerektirdiği haberleşmeyi sağlayabilecek çift yönlü ölçüm yapabilen saatlik sayaç takılır.
b) Üretim tesisinin tüketim tesisiyle aynı yerde bulunmaması halinde bağlantı anlaşmasında belirlenen yere İlgili Mevzuatta dengeleme mekanizmasının gerektirdiği haberleşmeyi sağlayabilecek sayaçlar için belirlenen özelliklere sahip çift yönlü ölçüm yapabilen saatlik sayaç takılır. Bu kapsamda tesis edilecek sayaçların, ilgili tesislerin bağlantı noktasında yer alması esastır.
(2) Şebekeye bağlı her bir üretim tesisinin üretimini ölçmek amacıyla ayrı bir sayaç bulundurulması zorunludur. Faturalamaya esas ölçüm noktası Şebekeye bağlantı noktasında birinci veya ikinci fıkraya uygun olarak tesis edilecek sayaçtır.
(3) Kurulu gücü 50 kW’nın üzerinde olan üretim tesisleri için birinci ve ikinci fıkralara göre tesis edilen sayaçların, İlgili Mevzuata göre tesis edilecek otomatik sayaç okuma sistemine uyumlu olması zorunludur.
(4) Bir tüketim tesisi için kurulacak, farklı teşvik fiyatlarına tabi yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri ile kojenerasyon ve mikro kojenerasyon tesislerinde üretilen elektrik enerjisinin ayrı ayrı saatlik ölçülmesine imkân verecek şekilde sayaç tesis edilir.
(5) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Bu madde kapsamındaki sayaçlar İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından temin ve tesis edilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Ticari Hükümler
İhtiyaç fazlası enerjinin tespiti
MADDE 17 – (1) Lisanssız üretim yapan gerçek ve tüzel kişilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamak için üretim yapmaları esastır. Ancak, 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c), (d), (e), (f) ve (g) bentlerinde belirtilen üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisinin, üretim tesisi ile aynı yerde kurulu tüketim tesisi ya da tesislerinde tüketilemeyen miktarı, aynı dağıtım bölgesinde olması şartıyla aynı kişinin uhdesindeki başka bir tüketim tesisinde ya da tesislerinde tüketilebilir.
(2) İlgili Şebeke İşletmecisi, bu Yönetmelik kapsamında üretim yapan gerçek ve tüzel kişilerin üreterek Şebekeye verdikleri ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi miktarını;
a) Üretim tesisi ile tüketim tesisinin aynı yerde olması halinde bağlantı anlaşmasında belirlenen yere takılan sayaç verilerinden saatlik bazda ve/veya,
b) Üretim tesisi ile tüketim tesisinin aynı yerde olmaması halinde üretim sayacından elde edilen saatlik verilerden, tüketim tesisine ilişkin saatlik sayaç verilerinin veya tüketim sayaçlarından saatlik bazda veri alınamayan tüketim tesisleri için dengeleme ve uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümleri uyarınca onaylanan profil uygulaması yapılarak elde edilen saatlik tüketim verilerinin mahsuplaştırılması suretiyle saatlik bazda,
tespit eder.
(3) İlgili Şebeke İşletmecisi, bu Yönetmelik kapsamındaki her bir üretici için ikinci fıkra kapsamında elde edilen saatlik verileri kaynak bazında bir araya getirerek fatura dönemi bazında Şebekeye verilen ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi miktarını belirler ve her ayın (Değişik ibare:RG-15/5/2017-30067) altısına kadar ilgili görevli tedarik şirketine bildirir.
(4) İlgili Şebeke İşletmecileri; kendi şebekelerindeki lisanssız üreticilere ilişkin toplam ihtiyaç fazlası üretim miktarını,
a) 18 inci maddenin birinci fıkrası kapsamındaki lisanssız üreticiler için kaynak bazında,
b) 18 inci maddenin ikinci, üçüncü, dördüncü ve beşinci fıkraları kapsamındaki lisanssız üreticiler için,
ayrı ayrı toplam değerler olarak piyasa işletmecisine Piyasa Yönetim Sistemi vasıtası ile (Değişik ibare:RG-15/5/2017-30067) her ay saatlik bazda, uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.
(5) Lisanssız üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesisinin serbest tüketici olarak ikili anlaşma ile enerji tedarik etmesi halinde, Piyasa Yönetim Sisteminde kayıtlı tüketim sayacı için sayaçta okunan değer yerine lisanssız üretim kapsamında yapılan üretim ve tüketimin mahsuplaştırılması neticesinde ortaya çıkan değer girilir. Bu kapsamda üretim tesisine ilişkilendirilen birden fazla tüketim tesisinin olması halinde, tüketim tesisi için enerji tedariğinin tek bir tedarikçiden karşılanması zorunludur.
(6) (Değişik:RG-23/3/2016-29662) OSB dağıtım şebekesi içinde kurulacak üretim tesislerinden sisteme verilen ihtiyaç fazlası enerji OSB dağıtım şebekesine bağlı aynı gerçek veya tüzel kişiye ait tüketim tesislerinde tüketilebilir.
(7) Serbest bölgelerde bu Yönetmelik kapsamında kurulacak üretim tesislerinden sisteme verilen enerji, ancak serbest bölge sınırları içerisinde yer alan tüketim tesislerinde tüketilebilir. Bu kapsamda sisteme verilen enerji için herhangi bir bedel ödenmez.
İhtiyaç fazlası enerjinin satın alınması
MADDE 18 – (1) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c), (f) ve (g) bentleri kapsamında yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olarak gerçek veya tüzel kişiler tarafından kurulan ve işletilen;
a) Tüketim tesisi ile aynı yerde kurulu üretim tesisinde ya da tesislerinde üretilerek her fatura döneminde Şebekeye verilen net elektrik enerjisi ile,
b) Tüketim tesisi ile aynı yerde kurulu olmayan üretim tesisinde ya da tesislerinde üretilerek Şebekeye verilen elektrik enerjisinden ilgili tüketim tesisinde, her fatura dönemi için tüketilemeyen net elektrik enerjisi miktarı,
ihtiyaç fazlası elektrik enerjisi olarak görevli tedarik şirketi tarafından YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvelde kaynak bazında belirlenen fiyattan, YEKDEM kapsamında değerlendirilmek üzere, on yıl süreyle satın alınır. Bu süre ilgili üretim tesisinin 10 uncu maddenin dördüncü fıkrası çerçevesinde Şebekeye enerji vermeye başladığı tarihten itibaren hesaplanır.
(2) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (e) bendi ile (f) bentleri kapsamında yenilenebilir enerji kaynakları dışında diğer kaynaklardan, gerçek veya tüzel kişilerce kurulan üretim tesislerinde üretilerek sisteme verilen net enerji miktarı, görevli tedarik şirketi tarafından YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvelde belirlenen en düşük fiyattan, tesisin Şebekeye enerji vermeye başladığı tarihten itibaren on yıl süreyle satın alınır.
(3) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) ve (d) bentleri kapsamında kurulan üretim tesislerinden Şebekeye enerji verilmesi halinde, söz konusu enerji miktarı İlgili Mevzuat uyarınca, YEKDEM kapsamında değerlendirilir. Ancak bu enerjinin görevli tedarik şirketi tarafından üretilerek sisteme verilmiş olduğu kabul edilir ve bu enerji ile ilgili olarak piyasa işletmecisi ve görevli tedarik şirketi tarafından herhangi bir ödeme yapılmaz.
(4) Bir tüketim tesisi için 5 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) bendi dışında farklı yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı birden çok üretim tesisinin kurulması halinde Şebekeye verilen ihtiyaç fazlası enerjinin hangi üretim tesisinden verildiğinin tespit edilememesi durumunda, bu tesislerden Şebekeye verilen enerji YEK Kanunu eki I sayılı Cetvelde bu üretim tesislerinde kullanılan yenilenebilir enerji kaynakları için yer alan fiyatlardan en düşük olan kaynak fiyatından YEKDEM kapsamında değerlendirilmek üzere satın alınır.
(5) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (ç) ve/veya (d) bentleri kapsamında kurulabilecek üretim tesisleri ile aynı fıkranın diğer bentleri kapsamında kurulabilecek üretim tesislerinin birlikte kurulması halinde, Şebekeye verilen ihtiyaç fazlası enerjinin hangi üretim tesisinden verildiğinin tespit edilememesi durumunda, söz konusu enerji miktarı İlgili Mevzuat uyarınca, YEKDEM kapsamında değerlendirilir. Ancak bu enerjinin görevli tedarik şirketi tarafından üretilerek sisteme verilmiş olduğu kabul edilir ve bu enerji ile ilgili olarak piyasa işletmecisi ve görevli tedarik şirketi tarafından herhangi bir ödeme yapılmaz.
İhtiyaç fazlası enerjinin değerlendirilmesi
MADDE 19 – (1) 18 inci maddenin birinci, üçüncü, dördüncü ve beşinci fıkraları kapsamındaki elektrik enerjisi, ilgili görevli tedarik şirketi tarafından üretilerek sisteme verilmiş kabul edilir ve YEKDEM kapsamında değerlendirilir.
(2) 18 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamındaki elektrik enerjisi görevli tedarik şirketi tarafından düzenlenen tarife kapsamında enerji alan tüketicilere satılabilir.
(3) Lisanssız üreticiler bu Yönetmelik kapsamındaki üretimleri için ikili anlaşma ve/veya Organize Toptan Elektrik Piyasalarında satış yapamazlar.
İhtiyaç fazlası enerjinin bedelinin tespiti ve ödenmesi
MADDE 20 – (1) Görevli tedarik şirketi, YEKDEM kapsamında satın almakla yükümlü olduğu enerji miktarı için her bir üreticiye her bir fatura dönemi için yapacağı ödeme tutarını hesaplamak için sırasıyla aşağıdaki işlemleri yapar:
a) 18 inci maddenin birinci fıkrası kapsamında satın almakla yükümlü olduğu enerji miktarı için yapılacak ödemeyi; 17 nci maddenin üçüncü fıkrasına göre her bir üretici için belirlenerek kendisine bildirilen ihtiyaç fazlası üretim miktarını YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvelde kaynak bazında belirlenen fiyatla; çarparak belirler.
b) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
c) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu fıkranın (a) bendine göre her bir üretici için bulduğu bedelleri kaynak bazında toplayarak kaynak bazında yapılacak ödemeyi belirler.
ç) 18 inci maddenin dördüncü fıkrası kapsamında satın almakla yükümlü olduğu enerji miktarı için yapılacak ödemeyi; 17 nci maddenin üçüncü fıkrasına göre her bir üretici için belirlenerek kendisine bildirilen ihtiyaç fazlası üretim miktarını YEK Kanunu eki I sayılı Cetvelde bu üretim tesislerinde kullanılan yenilenebilir enerji kaynakları için yer alan fiyatlardan en düşük olan kaynak fiyatıyla çarparak belirler.
d) Bu fıkranın (c) bendine göre kaynak bazında belirlediği bedellerin toplamı ile (ç) bendi kapsamında belirlenen bedeli toplayarak ilgili fatura dönemi için piyasa işletmecisine bildireceği lisanssız üreticilere ödenecek toplam bedeli (LÜYTOB) belirler.
e) Bu fıkranın (d) bendi uyarınca bulduğu miktarı piyasa işletmecisine piyasa yönetim sistemi üzerinden (Değişik ibare:RG-15/5/2017-30067) her ay uzlaştırma işlemlerini düzenleyen ilgili mevzuat hükümlerinde uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçların değerlerinin bildirilmesine ilişkin düzenlenmiş takvime uygun olarak bildirir.
f) Piyasa işletmecisi tarafından kendisine yapılan ödemeyi ilgili üreticilere öder.
(2) Görevli tedarik şirketi, birinci fıkra hükümlerine göre piyasa işletmecisine bildirdiği bedelin kendisine eksik ödenmesi halinde birinci fıkra kapsamındaki ödemeleri aynı oranda eksik yapar. Piyasa işletmecisinin önceki fatura dönemlerinden kalan eksik ödemesini ilgili fatura döneminde fazla ödeme şeklinde yapması halinde fazla kısım eksik ödeme yapılan üreticilere payları oranında ödenir.
(3) Görevli tedarik şirketleri 18 inci maddenin ikinci fıkrası kapsamında satın almakla yükümlü oldukları enerji miktarı için her bir üreticiye yapacağı ödeme tutarını hesaplamak için sırasıyla aşağıdaki işlemleri yapar;
a) 17 nci maddenin üçüncü fıkrasına göre her bir üretici için belirlenerek kendisine bildirilen ihtiyaç fazlası üretim miktarını YEK Kanununa ekli I sayılı Cetvelde öngörülen en düşük fiyatla çarparak yapılacak ödemeyi belirler.
b) 17 nci maddenin üçüncü fıkrası kapsamında kendisine yapılan bildirim tarihini izleyen altı gün içerisinde, Şebekeye verilen ihtiyaç fazlası enerji miktarı ile enerji alımına esas birim fiyatı ilgili kişiye bildirir.
c) İlgili kişi tarafından düzenlenen faturanın görevli tedarik şirketine tebliğ tarihini izleyen on iş günü içerisinde, fatura bedelini ilgili kişinin bildireceği banka hesabına yatırır.
(4) Görevli tedarik şirketinin, ikinci fıkrada belirlenen istisna dışında, ödemede temerrüde düşmesi halinde 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranı uygulanır.
Yerli ürün kullanımının desteklenmesi
MADDE 21 – (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
İtirazlar
MADDE 22 – (1) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu Yönetmelik kapsamında üretim yapan gerçek ve tüzel kişiler, bu Yönetmeliğin 17 nci, 18 inci ve 20 nci maddeleri ile Tebliğin ilgili maddeleri hükmü uyarınca görevli tedarik şirketi tarafından yapılan iş ve işlemlere, işlemin kendilerine bildirim tarihinden itibaren üç iş günü içerisinde itiraz edebilir.
(2) Görevli tedarik şirketi, itiraz tarihinden itibaren üç iş günü içerisinde itiraza konu işlemi yeniden inceleyerek gerekmesi halinde düzeltir ve sonucu itiraz sahibine bildirir.
(3) Ödemeye esas miktarların ve bedelin değişmesi halinde fark bir sonraki fatura döneminde düzeltilir.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Tüketim tesisi ve tüketim birleştirme
MADDE 23 – (1) Aynı bağlantı noktasına bağlanan veya elektrik enerjisi tüketimleri tek bir ortak sayaç ile ölçülebilen bir veya birden fazla gerçek ve/veya tüzel kişi, uhdesindeki/uhdelerindeki tesislerde tüketilen elektrik enerjisi için tüketimlerini birleştirerek bu Yönetmelik kapsamında üretim tesisi ya da tesisleri kurabilir. Tüketim birleştirmeye katılan kişilerin her birinin ayrı ayrı tüketim tesisi ya da tesislerinin olması gerekir.
(2) Tüketimini birleştiren gerçek ve/veya tüzel kişiler, bu Yönetmelik hükümlerinden yararlanmak amacıyla aralarından bir kişiyi vekalet sözleşmesiyle tam ve sınırsız olarak yetkilendirir.
(3) Bu Yönetmeliğin uygulanması amacıyla, tüketimini birleştiren gerçek ve/veya tüzel kişilerin tüketim tesislerinde tüketilen elektrik enerjisi aralarından yetkilendirecekleri kişinin elektrik enerjisi tüketimi ve bu Yönetmelik kapsamında kurulacak üretim tesisinde ya da tesislerinde üretilecek elektrik enerjisi aralarından yetkilendirecekleri kişinin elektrik enerjisi üretimi sayılır. Bu Yönetmelik hükümlerinin uygulanması amacıyla yapılacak iş ve işlemler, yetkilendirilen kişi nam ve hesabına yapılır. Görevli tedarik şirketi ile İlgili Şebeke İşletmecisi iş ve işlemlerinde yetkilendirilmiş kişiyi muhatap alır.
(4) Bu Yönetmelik kapsamında tüketimini birleştiren kişiler, bu birleştirmeden kaynaklanan her türlü anlaşmazlığı kendi aralarında çözerler.
(5) 3/5/1985 tarihli ve 3194 sayılı İmar Kanununa göre tek bir inşaat ruhsatı kapsamında yapılan yapılarda, onaylı imar projesi üzerinden tüketim birleştirme hükümleri çerçevesinde tüketim birleştirmesi yapılabilir.
(6) İhtiyacı karşılanacak tüketim tesisinin, en geç ilgili üretim tesisinin geçici kabulünün yapıldığı tarih itibariyle enerji tüketiyor olması zorunludur.
(7) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Tüketim birleştirme için birinci fıkrada yer alan aynı bağlantı noktasına bağlı olma veya elektrik enerjisi tüketimlerinin tek bir ortak sayaç ile ölçülebilmesi şartı; organize sanayi bölgeleri tüzel kişilikleri ile katılımcıları, 24/4/1969 tarihli ve 1163 sayılı Kooperatifler Kanunu kapsamında kurulan yenilenebilir enerji üretim kooperatifleri vasıtasıyla kurulan tesisler için yapılan tüketim birleştirme ve DSİ’ye ait sulama tesislerini devir alan sulama birliklerinin, belediyelerin, köylere hizmet götürme birliklerinin DSİ ile oluşturduğu tüketim birleştirmeleri için aranmaz.
Üretim tesislerinin işletmeye girmesi
MADDE 24 – (1) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu Yönetmelik hükümlerine göre Şebekeye bağlanacak üretim tesislerinin geçici kabul işlemlerinin, bağlantı anlaşmasının imza tarihinden itibaren;
a) YG seviyesinden bağlanacak hidrolik kaynağa dayalı üretim tesislerinde üç yıl,
b) YG seviyesinden bağlanacak hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri dışındaki üretim tesislerinde iki yıl,
c) AG seviyesinden bağlanacak tüm üretim tesislerinde bir yıl,
ç) İletim şebekesine bağlanacak üretim tesislerinde Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde aynı niteliklere sahip üretim tesisleri için öngörülen süre,
içerisinde tamamlanması zorunludur. Mücbir sebepler ve Kurul tarafından uygun bulunan haller dışında, bu sürelerin sonunda üretim tesisinin tamamlanmaması halinde, bağlantı anlaşması ile su kullanım haklarına ilişkin izin belgeleri kendiliğinden hükümsüz hale gelir.
Denetim
MADDE 25 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında lisanssız faaliyet gösteren gerçek veya tüzel kişilerin bu Yönetmelik ve Tebliğ kapsamındaki faaliyetlerinin inceleme ve denetimi ilgisine göre İlgili Şebeke İşletmecisi ve/veya görevli tedarik şirketi tarafından yapılır.
Kamulaştırma
MADDE 26 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında kurulacak üretim tesisleri için Kurum tarafından herhangi bir kamulaştırma işlemi yapılmaz.
Bilgilerin toplanması
MADDE 27 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında üretim tesisi kuran gerçek veya tüzel kişiler, İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından bu Yönetmelik ve Tebliğ çerçevesinde istenen bilgi ve belgeleri süresi içerisinde ve İlgili Şebeke İşletmecisine sunmakla yükümlüdür.
(2) İlgili Şebeke İşletmecileri her ay, bir önceki aya ait bu Yönetmelik kapsamında;
a) Üretim başvurusu olumlu veya olumsuz sonuçlanan gerçek veya tüzel kişileri,
b) Üretim tesisi işletmeye giren gerçek veya tüzel kişiler ile bu tesislerin kurulu gücünü, üretim miktarını, kaynak türünü, gerilim seviyesini ve üretim teknolojisini,
c) Üretim tesisinin bulunduğu ili ve ilçeyi,
ç) Kurumca gerekli görülecek diğer bilgileri,
Kurum tarafından belirlenecek formata uygun olarak Kuruma sunmakla yükümlüdür.
Yasaklar ve yaptırımlar
MADDE 28 – (1) İlgili Şebeke İşletmecileri ile görevli tedarik şirketleri, bu Yönetmelik kapsamında faaliyette bulunan gerçek veya tüzel kişiler arasında ayrım yapamaz.
(2) Bu Yönetmelik kapsamına giren üretim tesisleri İlgili Mevzuat kapsamında dengeleme birimi olamaz ve bu kapsamda uygulamalara katılamaz.
(3) Bu Yönetmelik kapsamındaki üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisi, bu Yönetmelikte belirtilen istisnalar dışında, ticarete konu edilemez ve üretim tesisinin bulunduğu dağıtım bölgesinin dışında tüketime sunulamaz.
(4) Bu Yönetmelik ve Tebliğ hükümlerine aykırı hareket eden gerçek veya tüzel kişi, ilgisine göre İlgili Şebeke İşletmecisi ve/veya görevli tedarik şirketi tarafından ihtar edilerek aykırılığın giderilmesi için kendisine 15 günden az olmamak kaydıyla makul bir süre verilir. Verilen süre zarfında da aykırılığın giderilmemesi ve söz konusu aykırılığın Şebekenin işleyişine zarar vermesi durumunda; bu kişinin sisteme elektrik enerjisi vermesi, tüketim tesisinin sistemden enerji çekmesine engel olmayacak biçimde İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından doğrudan veya görevli tedarik şirketinin bildirimi üzerine engellenebilir. Bu fıkra kapsamına giren gerçek veya tüzel kişiler konuya ilişkin bilgi ve belgeler ile beşinci fıkra kapsamında Kuruma bildirilir.
(5) Lisanssız üretim faaliyeti gösteren kişilerin İlgili Mevzuat hükümlerine aykırı davranması durumunda, Kurul tarafından Kanunun 16 ncı maddesinde öngörülen yaptırımlar uygulanır.
(6)(Ek:RG-23/3/2016-29662) Lisanssız üretim başvurusuna esas olan şartların ortadan kalktığının, bu şartların baştan mevcut olmadığının veya yapılan talep ve işlemlerde kanuna karşı hile veya gerçek dışı beyanda bulunulduğunun tespiti hâlinde herhangi bir işlem yapılmaksızın ilgili başvuru iade edilir, Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu veya Bağlantı ve/veya Sistem Kullanım Anlaşması iptal edilir.
Üretim tesisi devri
MADDE 29 – (1) Geçici kabulü yapılmış olmak kaydıyla, bu Yönetmelik kapsamındaki üretim tesisi; satış, devir veya diğer bir düzenleme ile bu Yönetmelik veya İlgili Mevzuat kapsamında üretim faaliyeti göstermek isteyen başka bir gerçek veya tüzel kişiye devredilebilir. Geçici kabulü yapılmamış üretim tesisleri, bu fıkra kapsamında devre konu edilemez.
(2) Birinci fıkra kapsamında üretim tesisini devredecek ve devir alacak gerçek veya tüzel kişiler, devir işlemi gerçekleşmeden önce eşzamanlı olarak İlgili Şebeke İşletmecisine başvuruda bulunur. İlgili Şebeke İşletmecisi, bu fıkra kapsamında yapılan başvuruları devir için gerekli belgelerin tam ve eksiksiz olması halinde otuz gün içerisinde sonuçlandırır. Devir işlemi, devir alacak gerçek veya tüzel kişinin bağlantı anlaşması ve sistem kullanım anlaşmasını imzalamadığı sürece, İlgili Şebeke İşletmecisi nezdinde geçerlilik kazanmaz.
(3) Hidrolik kaynaklara dayalı üretim tesisleri açısından bu madde kapsamında yapılacak devirlerde ikinci fıkrada belirtilen iş ve işlemlere ek olarak, ayrıca devir işleminden önce ilgili su kullanım hakkı izin belgesinin devir alacak gerçek veya tüzel kişi adına düzenlendiğinin belgelenmesi zorunludur. Bu fıkra kapsamında yapılacak olan devir işlemlerinde ikinci fıkrada belirtilen anlaşmaların imzalanmasından önce söz konusu izin belgesi, İlgili Şebeke İşletmecisine sunulur.
(4) Lisanssız üretim kapsamındaki bir üretim tesisi için bankalar ve/veya finans kuruluşları tarafından sınırlı veya gayri kabili rücu proje finansmanı sağlanması halinde, sözleşme hükümleri gereği, bankalar ve/veya finans kuruluşları İlgili Şebeke İşletmecisine gerekçeli olarak bildirimde bulunarak, bu Yönetmeliğin öngördüğü şartlar çerçevesinde önerecekleri bir başka gerçek veya tüzel kişiye ilgili üretim tesisine ilişkin tüm yükümlülükleri üstlenmek şartıyla söz konusu üretim tesisinin devredilmesini ve ilgili gerçek veya tüzel kişi ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşması imzalanmasını talep edebilir. Sözleşme hükümlerine aykırılığın belgelenmesi halinde, bankalar ve/veya finans kuruluşları tarafından bildirilen gerçek veya tüzel kişi ile üretim tesisi devri kapsamında bağlantı ve sistem kullanım anlaşmaları imzalanır. Bu fıkra kapsamında yapılan devir işlemlerinin, devir işleminin gerçekleştirildiği tarihten itibaren on iş günü içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından Kuruma bildirilmesi zorunludur. Birinci fıkra hükmü bu fıkra kapsamındaki tesisler için uygulanmaz.
Lisansa konu bir üretim tesisinin lisanssız üretim faaliyeti kapsamına alınması
MADDE 30 – (1) Lisansa konu bir üretim tesisinin bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde lisanssız üretim faaliyeti kapsamına alınması ilgili üretim tesisinin;
a) Geçici kabulü yapılarak işletmeye geçmiş olması,
b) 5 inci maddenin birinci fıkrasında sayılan üretim tesisleri kapsamında olması,
c) Başvuruda bulunan gerçek veya tüzel kişinin, tüketiminin tamamını veya bir kısmını ilgili üretim tesisinden karşılayacağı mevcut bir tüketim tesisinin olması,
şartlarının birlikte sağlanması halinde mümkündür.
(2) Birinci fıkra kapsamına giren gerçek veya tüzel kişiler; bu Yönetmelik çerçevesinde lisanssız üretim faaliyetinde bulunmak istemeleri halinde, ilgili kişinin uhdesindeki üretim tesisi ile ilişkilendirilecek aynı kişi uhdesindeki tüketim tesisi veya tesislerine ilişkin belgeler ile birlikte üretim tesisinin bulunduğu bölgede yer alan İlgili Şebeke İşletmecisine başvuruda bulunur. Bu kapsama giren üretim tesisi sahibi gerçek veya tüzel kişinin lisansına kayıtlı olan bağlantı noktasına ilişkin bağlantı hakkı korunur. İlgili Şebeke İşletmecisi, bu fıkra kapsamında yapılan başvuruları bu Yönetmelik çerçevesinde gerekli belgelerin tamamlandığı tarihten itibaren otuz gün içerisinde sonuçlandırır.
Diğer hükümler
MADDE 31 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında kurulu gücü 5 MW’a kadar olan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine emreamade kapasite bedeli tahakkuk ettirilmez.
(2) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Bu Yönetmelik kapsamında;
a) İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından tahsil edilebilecek başvuru bedeli,
b) İlgili Şebeke İşletmecisi ve görevli tedarik şirketlerinin bu Yönetmelik kapsamında fiilen üretim yapan kişiler için yürüttükleri iş ve işlemler karşılığında tahsil edebileceği yıllık işletim bedeli,
her yıl 31 Aralık tarihine kadar İlgili Şebeke İşletmecisi ve görevli tedarik şirketi için ayrı ayrı olacak şekilde Kurul tarafından belirlenir. Üretim tesislerinin İlgili Mevzuat gereği ödemekle yükümlü oldukları bedeller saklıdır. Üretim tesisinin işletmede olduğu yıla ilişkin yıllık işletim bedeli; üretim tesisinin işletmede olduğu ay sayısı dikkate alınarak, işletmede olduğu her takvim yılının Temmuz ve Aralık ayları son işgünü mesai bitimine kadar İlgili Şebeke İşletmecisi ve görevli tedarik şirketine ödenir.
(3) (Mülga:RG-22/10/2016-29865)
(4) Kurum; lisanssız üretim tesislerinin sisteme bağlantısı, sistem kullanımı, lisanssız elektrik üretimi yapmaktan kaynaklanan hak ve yükümlülükleri ile Şebekenin ilgili mevzuatta öngörülen güvenlik, teknik ve kalite esaslarına göre işletilmesine dair bu Yönetmeliğin uygulanmasına ilişkin alt düzenleyici işlemler yapmaya yetkilidir.
(5) (Değişik:RG-23/3/2016-29662) Dağıtım şirketleri ile OSB dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, ilgili dağıtım bölgesinde bu Yönetmelik çerçevesinde bağlantı kapasitelerine ve lisanssız üretim başvurularına ilişkin bilgileri Kurum tarafından belirlenecek formata uygun olarak her ayın yirmi beşinde kendi internet sayfalarında yayımlamakla yükümlüdür.
(6) İlgili Şebeke İşletmecileri ve görevli tedarik şirketleri bu Yönetmelik ve Tebliğ hükümleri uyarınca sahip oldukları bilgileri Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde saklamak ve korumakla yükümlüdür.
(7) Bu Yönetmelik kapsamında faaliyette bulunan gerçek veya tüzel kişilere, bu Yönetmelik ve Tebliğde belirtilen hususlar dışında, bağlantı ve sistem kullanımından kaynaklanan her türlü bedel için İlgili Mevzuat hükümleri uygulanır.
(8) Bu Yönetmelik ve Tebliğde belirtilen istisnalar dışında başvuru bedeli iade edilmez.
(9) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Başvuru sahibi tüzel kişiler unvan ve nev’i değişikliklerini İlgili Şebeke İşletmecisine bildirir.
(10) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) İlgili diğer mevzuat hükümlerine uygun olması halinde, tarım arazilerinin bir kısmında tarımsal sulama amacıyla bu Yönetmelik kapsamında üretim tesisi kurulabilir. Ancak ilgili üretim tesisinin kurulu gücü söz konusu sulama tesisinin enerji ihtiyacından fazla olamaz. Bu kapsamda yapılacak başvurularda DSİ tarafından mer’i mevzuat kapsamında verilen Onay Belgesinin sunulması zorunludur.
(11) (Ek:RG-23/3/2016-29662) İlgili şebeke işletmecilerince bu Yönetmelik kapsamında internet sayfalarında yayımlanan duyurular, yıllar itibariyle aylık bazda internet sayfalarında sistematik olarak arşivlenir.
(12) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Geçici kabulü yapılmayan trafo merkezi, dağıtım merkezi ve enerji nakil hattı için bu Yönetmelik kapsamında başvuru alınmaz ve bağlantı görüşü verilmez.
(13) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Bağlantı görüşü oluşturulmasında ve varsa alternatif bağlantı noktası için kullanılacak veriler, başvuru sahibi tarafından yazılı olarak talep edilmesi halinde başvuru sahibine üç iş günü içerisinde yazılı olarak verilir.
(14) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Kendisine Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu verilen kişiler tarafından, talep edilmesi halinde bir defaya mahsus olmak üzere Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubunda yer alan kurulu güçten en fazla yüzde on oranında eksiltme yapılabilir.
(15) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Birden çok kullanıcıya elektrik enerjisi sağlayacak şekilde tesis edilen imdat jeneratörlerinin, kesinti durumunda ana şebekeden ayrılan şebeke üzerinden kullanıcılarına enerji sağladığı ve bu enerjinin kullanıcı sayaçlarından geçen site, alışveriş merkezi, yerleşke ve benzeri kullanım noktalarında fazla elektrik enerjisi tahakkukunu önlemek amacıyla, söz konusu imdat jeneratörü tarafından üretilerek şebekeye verilen elektrik enerjisi ilgili ortak tüketim sayaç değerlerinden mahsup edilir. Bu fıkra kapsamındaki üretimin, ortak tüketimden fazla olması halinde, bakiye üretim mahsup için bir sonraki aya aktarılır. Bu fıkra kapsamındaki imdat jeneratörü ayrı bir ölçü sistemi ya da ortak tüketim sayacı üzerinden tesisata bağlanır. Her iki durumda da çift yönlü ölçüm yapabilen sayaç tesis edilir.
(16) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Bu Yönetmelik kapsamındaki rüzgar enerjisine dayalı inşa halinde veya işletmedeki üretim tesisi sahibi kişiler; kriz, gerginlik ve harp durumlarında Genelkurmay Başkanlığı ve/veya MİT Müsteşarlığı tarafından talep edildiğinde, Genelkurmay Başkanlığı’nın sorumluluğunda işletilen Haberleşme, Seyrüsefer ve Radar Sistemlerine ve/veya MİT Müsteşarlığı’nın sorumluluğunda işletilen sistemlere etkisi olduğu tespit edilen türbinlere ilişkin talep edilen tedbirleri yerine getirmekle yükümlüdür.
(17) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Aynı Trafo Merkezinin iki ayrı dağıtım şirketi veya dağıtım şirketi ile dağıtım lisansı sahibi OSB tarafından ortak kullanılması halinde, lisanssız üretime ilişkin bağlantı kapasitesi, ilgili tüzel kişilerin mevcut sistem kullanım anlaşması güçleri oranında taksim edilir.
(18) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Lisanssız üretim tesisi sahibi tüzel kişinin; kendi tüzel kişiliği altında veya diğer bir tüzel kişi bünyesinde, tüm aktif ve pasifleri ile birlikte birleşmek istemesi halinde, ilgili üretim tesisi veya tesislerinin tamamının geçici kabulünün yapılmış olması kaydıyla, birleşme işlemi mer’i mevzuat kapsamında gerçekleştirilir. Birleşme işlemi gerçekleşmeden bir ay önce İlgili Şebeke İşletmecisine ilgili mevzuat kapsamındaki iş ve işlemler için başvuruda bulunur. Birleşme işlemi ve ilgili mevzuat kapsamında yapılması gereken iş ve işlemler ilgili taraflarca eş zamanlı olarak tamamlanır.
(19) (Ek:RG-23/3/2016-29662) Bu Yönetmelik kapsamındaki bir tüzel kişinin, uhdesindeki üretim tesislerinin tamamının geçici kabulünün yapılmış olması kaydıyla, söz konusu tüzel kişinin paylarının tamamına sahip olacağı tüzel kişiliklere tam veya kısmi olarak bölünmek istemesi halinde bölünme işlemi meri mevzuat kapsamında gerçekleştirilir. Bölünme işlemi gerçekleşmeden bir ay önce İlgili Şebeke İşletmecisine ilgili mevzuat kapsamındaki iş ve işlemler için başvuruda bulunur. Bölünme işlemi ve ilgili mevzuat kapsamında yapılması gereken iş ve işlemler ilgili taraflarca eş zamanlı olarak tamamlanır.
(20) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında olan rüzgar ve güneş enerjisine dayalı enerji üretim tesisleri için başvuru tarihinden, başvuruya konu üretim tesislerinin tamamının geçici kabulü yapılana kadar, veraset dışında pay devri 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) Pay sahiplerinin rüçhan haklarının kullanımına bağlı olarak ilgili tüzel kişinin mevcut ortakları arasında oluşan pay değişiklikleri sebebiyle, söz konusu tüzel kişinin ortaklık yapısında gerçekleşen doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
c) İlgili tüzel kişinin ortaklık yapısında, yurt dışında kurulmuş olan ortakların ortaklık yapılarında oluşan değişiklikler sebebiyle gerçekleşen dolaylı pay sahipliği değişikliklerine,
ç) İlgili tüzel kişi ile bu tüzel kişinin doğrudan veya dolaylı tüzel kişi ortaklarının paylarının halka arz edilmesi kapsamında, söz konusu tüzel kişinin ortaklık yapısında oluşacak doğrudan veya dolaylı ortaklık yapısı değişikliklerine,
uygulanmaz. Pay devri yapılması halinde ilgili tüzel kişiye ait Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu iptal edilir. Bu fıkra kapsamında yapılacak pay devrinde, İlgili Şebeke İşletmecisine pay devir işlemi gerçekleşmeden bir ay önce bilgi verilir. İlgili tüzel kişi, pay devri sonrasına ilişkin nihai ortaklık yapısını gösterir bilgi ve belgeleri İlgili Şebeke İşletmecisine, pay devir işleminden sonra en geç on işgünü içerisinde sunar.
(21) (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865) Dağıtım ve görevli tedarik şirketlerinin; doğrudan ve dolaylı ortakları, kontrolünde olan tüzel kişiler, bu tüzel kişilerin doğrudan ve dolaylı ortaklıklarında istihdam edilen kişiler ve bu kişilerin kontrolünde olan tüzel kişiler ilgili dağıtım şirketinin dağıtım bölgesi ve ilgili dağıtım şirketinin hissedarı olduğu dağıtım bölgesinde, bu Yönetmelik kapsamında rüzgâr ve güneş enerjisine dayalı üretim faaliyeti başvurusunda bulunamaz.
Atıflar
MADDE 32 – (1) 21/7/2011 tarihli ve 28001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmeliğe yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 33 – (1) 21/7/2011 tarihli ve 28001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu gönderilmemiş başvurulara ilişkin işlemler
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce hidrolik kaynaklar dışında diğer kaynaklara dayalı üretim tesisleri için İlgili Şebeke İşletmecisine başvuruda bulunmuş ve başvurusu hakkında kendisine Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu gönderilmemiş olan gerçek veya tüzel kişilerin, bu Yönetmeliğin 7 nci maddesinin birinci fıkrası kapsamında varsa ek olarak sunması gereken belgeleri, yüzseksen gün içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisine sunmaları zorunludur. Söz konusu belgelerin yüzseksen gün içerisinde edinilemediğinin İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından anlaşılması halinde, İlgili Şebeke İşletmecisi üç ay süreyle eksik belgelerin ulaşmasını bekler. Gerekli tüm belgeleri süresinde tamamlayan gerçek veya tüzel kişilerin başvurusu bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde sonuçlandırılır.
Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu gönderilmiş başvurulara ilişkin işlemler
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce hidrolik kaynaklar dışında diğer kaynaklara dayalı üretim tesisleri için İlgili Şebeke İşletmecisine başvuruda bulunmuş ve başvurusu hakkında kendisine Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu gönderilmiş olan gerçek veya tüzel kişilerden;
a) Rüzgar enerjisine dayalı başvurular dışındaki diğer başvuru sahibi gerçek veya tüzel kişiler, 7 nci maddenin birinci fıkrası çerçevesinde sunulması gereken ek belgeler ile 9 uncu maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde sunulması gereken belgeleri yüzseksen gün içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisine eksiksiz sunması halinde söz konusu kişi ile otuz gün içerisinde bağlantı anlaşması imzalanır.
b) Rüzgar enerjisine dayalı başvuru sahibi gerçek veya tüzel kişiler için, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren otuz gün içerisinde Yönetmeliğin 8 inci maddesinin üçüncü fıkrası kapsamında YEGM’den rüzgar enerjisine dayalı başvurular için Teknik Değerlendirme Raporu talep edilir. Bu kapsamda;
1) Teknik Değerlendirme Raporunun olumsuz olması halinde başvuru belgeleri iade edilir.
2) Teknik Değerlendirme Raporunun olumlu olması halinde, ilgili başvuru hakkında birinci fıkranın (a) bendi çerçevesinde işlem tesis edilir.
(2) Birinci fıkra kapsamında istenen belgeleri İlgili Şebeke İşletmecisine süresi içinde sunamayan başvuru sahipleri bağlantı anlaşmasını imzalama hakkını kaybeder ve mevcut belgeleri iade edilir.
(3) Birinci fıkranın (b) bendinde belirlenen belgelerin zamanında edinilemediğinin İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından anlaşılması halinde, İlgili Şebeke İşletmecisi üç ay süreyle eksik belgelerin ulaşmasını bekler.
(4) Birinci fıkranın (b) bendi kapsamında rüzgar enerjisine dayalı başvurular için aynı bendin (2) nolu alt bendinde öngörülen süre, Teknik Etkileşim İzninin düzenlendiği tarihten itibaren başlatılır. Bu fıkra kapsamında Teknik Etkileşim İzninin, düzenlenme tarihinden itibaren otuz gün içerisinde İlgili Şebeke İşletmecisine sunulması zorunludur. Teknik Etkileşim İzninin, süresi içerisinde ilgili tüzel kişiye sunulmaması halinde, bağlantı başvurusu geçersiz sayılır ve ilgili belgeler başvuru sahibine iade edilir.
(5) Bu madde kapsamına giren gerçek ve tüzel kişilerin Teknik Etkileşim İznini en geç 31 Aralık 2014 tarihine kadar İlgili Şebeke İşletmecisine sunmaları zorunludur.
Teknik etkileşim izni
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) 31 Aralık 2014 tarihine kadar; rüzgar enerjisine dayalı başvurular için bu Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasında öngörülen süre, Teknik Etkileşim İzninin düzenlenme tarihinden itibaren başlatılır. Teknik Etkileşim İzninin, düzenlenme tarihinden itibaren otuz gün içerisinde proje onayı için ilgili tüzel kişiye sunulması zorunludur.
Üretim tesisisin dağıtım bölgesinde tüketim tesisisin OSB dağıtım şebekesinde olması halinde yapılacak işlemler
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Üretim tesisisin dağıtım bölgesinde, tüketim tesisisin OSB dağıtım bölgesinde olması halinde, ihtiyaç fazlası enerjinin değerlendirilebilmesi için piyasa işletmecisi tarafından yapılması gerekli ilave yazılım çalışmaları bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren en geç bir yıl içerisinde tamamlanır.
Hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri için verilen mevcut bağlantı görüşlerinin geçerliliği
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce hidrolik kaynağa dayalı üretim tesisleri için verilmiş olan bağlantı görüşleri geçersiz hale gelir.
Mevcut tüketim birleştirme başvuruları
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) 23 üncü maddenin birinci fıkrası kapsamındaki sınırlama, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce tüketim birleştirme çerçevesinde başvuruda bulunan ve İlgili Şebeke İşletmecisi ile bağlantı anlaşması imzalamış olan gerçek veya tüzel kişiler için uygulanmaz.
(2) Birinci fıkra kapsamında başvurmuş olup bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarih itibariyle bağlantı anlaşması henüz imzalanmamış olan gerçek veya tüzel kişilere, bu Yönetmelik hükümleri uygulanır.
Usul ve esasların hazırlanması
GEÇİCİ MADDE 7 – (Ek:RG-23/3/2016-29662) (Değişik:RG-22/10/2016-29865)
(1) 7 nci maddenin altıncı fıkrasında geçen usul ve esaslar ile Bağlantı Anlaşması Çağrı Mektubu formatı 30 Haziran 2017 tarihine kadar Kurum tarafından belirlenir.
Bildirim formatı
GEÇİCİ MADDE 8 – (Ek:RG-23/3/2016-29662)
(1) 31 inci maddenin beşinci fıkrasında öngörülen format, bu maddenin yürürlük tarihinden itibaren otuz gün içinde Kurum tarafından hazırlanarak ilan edilir.
Mesafe, trafo kapasitesi ve bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücü limitlerinin uygulanmayacağı başvurular (Değişik başlık:RG-22/10/2016-29865)
GEÇİCİ MADDE 9 – (Ek:RG-23/3/2016-29662)
(1) 6 ncı maddenin sekizinci, onuncu ve on ikinci fıkraları ile 31 inci maddenin yirmi birinci fıkrası hükmü bu maddenin yürürlüğe girdiği tarih itibariyle bağlantı anlaşması çağrı mektubu almaya hak kazanıldığı İlgili Şebeke İşletmecisinin internet sayfasında ilan edilen başvurular için uygulanmaz.
Kapasitelerin yayımlanması
GEÇİCİ MADDE 10 – (Ek:RG-23/3/2016-29662)
(1) 5 inci maddenin birinci fıkrasının (c) bendi kapsamında olan rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin bağlantılarına ilişkin dağıtım şirketleri ve/veya OSB dağıtım lisansı sahibi şirketler ile sistem kullanım anlaşması yapılmış trafo merkezlerinin tamamına ilişkin kapasiteler, TEİAŞ tarafından bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren bir ay içerisinde internet sayfasında yayımlanır.
Yürürlük
MADDE 34 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 35 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Ek-1
LİSANSSIZ ÜRETİM BAĞLANTI BAŞVURU FORMU
Ek-2
BAŞVURU DİLEKÇESİ
T.C.
... İL ÖZEL İDARESİ BAŞKANLIĞINA (*)
.......................... (adresinde) 6446 sayılı Kanun ve 5346 sayılı Kanunun ilgili hükümleri ve ilgili mevzuatı kapsamında lisanssız elektrik üretimi yapmak amacıyla hidrolik kayağa dayalı üretim tesisi kurmak için Su Kullanım Hakkı İzin Belgesi almak amacıyla başvuru yapmaktayım/yapmaktayız.
Başvurumun/başvurumuzun kabulünü ve tarafımıza Su Kullanım Hakkı İzin Belgesi verilmesi hususunu tensiplerinize arz ederiz.
Yetkili Kişi veya Kişilerin Adı-Soyadı
İmza
(varsa) Kaşe
Tarih
Tüzel kişinin ticaret unvanı:
Tüzel kişinin Ticaret ve/veya Sanayi Odasına kayıtlı olduğu il:
Tüzel kişinin ticaret sicil nosu:
Gerçek kişinin T.C. kimlik nosu:
Gerçek/Tüzel kişinin vergi kimlik nosu:
Gerçek/Tüzel kişinin kanuni ikametgah adresi:
Telefon:
Faks:
Gerçek/Tüzel kişiye ait Kayıtlı Elektronik Posta (KEP) :
(*) İşbu izin belgesi, İl Özel İdaresi bulunmayan yerlerde Yatırım İzleme ve Koordinasyon Başkanlığınca düzenlenir.
Ek-3
Ek-4
Ek-5
BİR DAĞITIM TRANSFORMATÖRÜNDE AG SEVİYESİNDEN BİR KİŞİYE BİR YIL İÇERİSİNDE TAHSİS EDİLEBİLECEK KAPASİTE
(Değişik tablo:RG-22/10/2016-29865)
Ek-6
ÜRETİM TESİSİ TİP TEST FORMU
(Üretim Tesisi Tip Test Raporunda Bulunması Gereken Bilgiler)
Üretim Tesisi Bilgileri
Test Merkezi Bilgileri
Test Bilgileri
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
2/10/2013 28783
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazetelerin
Tarihi | Sayısı
1 23/3/2016 29662
2 22/10/2016 29865
3 15/5/2017 30067
Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri | Başvuru Sahibinin Bilgileri
Adı-Soyadı/Ünvanı
Adresi
Telefonu
Faks Numarası
E-Posta Adresi
T.C. Vergi/ T.C. Kimlik Numarası
Banka Hesap Numarası
Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri | Üretim Tesisinin Bilgileri
Adresi
Coğrafi Koordinatları (UTM 6-ED50)
Kurulu Gücü
Bağlantı İçin Talep Edilen Tarih
Sistem Kullanımına Başlaması İçin Öngörülen Tarih
Türü / Kullanılan Kaynak
Bağlantı Şekli | AG Tek Faz | AG Üç Faz | AG Üç Faz | YG
Bağlantı Transformatörü Bilgileri
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, İlgili Şebeke İşletmecisinden 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 İlgili Şebeke İşletmecisi 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, İlgili Şebeke İşletmecisinden 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 İlgili Şebeke İşletmecisi 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, İlgili Şebeke İşletmecisinden 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 İlgili Şebeke İşletmecisi 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, İlgili Şebeke İşletmecisinden 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 İlgili Şebeke İşletmecisi 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, İlgili Şebeke İşletmecisinden 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 İlgili Şebeke İşletmecisi tarafından iptal edilmesini kabul ve taahhüt ederim.
Adı-Soyadı/Ünvanı | İmza | İmza | Tarih | Tarih
T.C.
...İL ÖZEL İDARESİ (*)
(.... Müdürlüğü)
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi
Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun Kapsamında
SU KULLANIM HAKKI İZİN BELGESİ
Belgenin verildiği tarih: .....
(BELGE NO: ..../ .... /.... / .... / 00000000...)
Bu belge, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun’un 6/A maddesi gereği, .....................’ye aşağıda bilgileri bulunan ................. elektrik üretim tesisi için verilmiştir.
Üretim tesisinin İlgili Şebeke İşletmecisi Kayıt Numarası :
Üretim tesisinin adı :
Üretim tesisinin yeri :
Üretim tesisinin tipi :
Üretim tesisinin kurulu gücü :
Sisteme bağlantı noktası ve gerilim seviyesi :
DSİ taşra teşkilatının madde 9/1
kapsamındaki yazısının tarih ve sayısı :
İlgili Şebeke İşletmecisinin madde 9/1
kapsamındaki yazısının tarih ve sayısı :
.....
Vali
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 İlgili Şebeke İşletmecisi 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
Üretim Tesisi Tip Referansı | Üretim Tesisi Tip Referansı | Üretim Tesisi Tip Referansı
Maksimum Anma Gücü | Maksimum Anma Gücü | Maksimum Anma Gücü
Üretici Şirket Adı | Tel | Adres
Üretici Şirket Adı | Faks | Adres
İsim ve Adres
Tel
Faks
E-posta
Test Tarihi
Testi Yapan
Test Kayıt No
İmza |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5daa6cfd88727.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ELEKTRİK DAĞITIM SİSTEMİ YÖNETMELİĞİ
BİRİNCİ BÖLÜM
Başlangıç Hükümleri
Amaç ve kapsam
MADDE 1- (1) Bu Yönetmelik; elektriğin kaliteli, güvenli ve sürekli olarak kullanıcılara sunulması amacıyla dağıtım sisteminin işletilmesi, izlenmesi ve kontrol edilmesi, bakımı ile dağıtım sisteminde acil durum, raporlama ve inceleme konularında dağıtım şirketi ve kullanıcılar tarafından uyulması gereken kurallar ile uygulamalara ilişkin usul ve esasları kapsar.
(2) 14/3/2014 tarihli ve 28941 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik kapsamındaki OSB dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler ile bu kişilerin işlettiği dağıtım şebekesine bağlı kullanıcılar bu Yönetmeliğin kapsamı dışındadır.
Dayanak
MADDE 2- (1) Bu Yönetmelik, 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun 4 üncü maddesinin ikinci fıkrasına ve 14/3/2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 1 inci ve 9 uncu maddelerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,
b) Bakım Yönetim Sistemi: Bakım faaliyetine ilişkin; bakım zamanının, bakımın içeriğinin, bakımda kullanılan malzemelerin, bakım tutanaklarının ve benzeri bakım verilerinin kaydedildiği ve raporlanabildiği sistemi,
c) CBS: Coğrafi Bilgi Sistemini,
ç) CENELEC: Avrupa Elektroteknik Standardizasyon Komitesini,
d) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,
e) Dağıtım faaliyeti: Bir dağıtım şirketi tarafından, lisansında belirlenen bölgede sayaçların okunması, bakımı ve işletilmesi hizmetlerinin yerine getirilmesini, genel aydınlatma faaliyetinin yürütülmesini, dağıtım tesislerinin yatırım, bakım ve işletiminin yapılmasını, teknik ve teknik olmayan kaybın azaltılmasına yönelik gerekli tedbirlerin alınmasını, dağıtım sisteminin elektrik enerjisi üretimi ve satışında rekabet ortamına uygun şekilde işletilmesini, dağıtım tesislerinin yenilenmesini, kapasite ikame ve artırım yatırımlarının yapılmasını, dağıtım sistemine bağlı ve/veya bağlanacak olan tüm dağıtım sistemi kullanıcılarına ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hizmet sunulmasını,
f) Dağıtım sistemi: Bir dağıtım şirketinin, lisansında belirlenmiş dağıtım bölgesinde işlettiği elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,
g) Dağıtım şebekesi: Tüketicilerin iç tesisatını ve üreticilerin şalt sahasını dağıtım sistemine bağlamak üzere tesis edilen bağlantı hatları hariç dağıtım tesisini,
ğ) Dağıtım şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,
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)EDVARS: Elektrik Dağıtım Veri Ambarı ve Raporlama Sistemini,
i) IEC: Uluslararası Elektroteknik Komisyonunu,
j) EN: Avrupa Standardını,
k) İlgili mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin kanun, Cumhurbaşkanlığı Kararnamesi, Cumhurbaşkanı Kararı, yönetmelik, tebliğ, genelge ve Kurul kararı ve bunlar uyarınca çıkarılan diğer düzenlemeleri,
l) İlgili diğer mevzuat: Cumhurbaşkanlığı Kararnamesi ile Cumhurbaşkanlığı ve Bakanlıklar tarafından çıkarılan ilgili yönetmelik, tebliğ ve diğer düzenlemeleri,
m) İlgili teknik mevzuat: Bakanlık ve/veya ihtisas sahibi kamu kurum ve kuruluşları tarafından çıkarılan ilgili yönetmelik, tebliğ ve diğer düzenlemeleri,
n) Kullanıcı: Dağıtım sistemini kullanan gerçek veya tüzel kişiyi,
o) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
ö) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
p) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,
r) TS: Türk Standardını,
s) Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,
ş) SCADA: Yönetimsel Kontrol ve Veri Toplama Sistemini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer ifade ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Dağıtım Sisteminde Bakım ve Veri Toplama Sistemleri
Dağıtım sisteminde bakım
MADDE 4 – (1) Dağıtım şirketi, elektrik enerjisinin kaliteli, güvenli ve sürekli bir şekilde gerçek ve tüzel kişilerin kullanımına sunulabilmesi ve kullanıcı memnuniyetinin arttırılması amacıyla yıllık bakım planı hazırlamakla yükümlüdür.
(2) Dağıtım şirketi tarafından bir sonraki yıl için hazırlanan yıllık bakım planı her yıl 31 Aralık tarihine kadar Kuruma sunulur.
(3) Dağıtım şirketi tarafından yıllık bakım planında; bakım faaliyetinin hangi seviyeye göre yapılacağına, bakım yapılacak tesis ve teçhizata ve yapılacak bakım zamanı ile planlanan iş gücüne (adam-gün) ilişkin açıklayıcı bilgilere yer verilir.
(4) Dağıtım şirketi tarafından ihtiyaç duyulan hallerde bakım planlarında değişiklik yapılması durumunda revize bakım planları gerekçeleriyle birlikte üçer aylık dönemler halinde Kuruma sunulur.
(5) Dağıtım şirketi bakım faaliyetine ilişkin olarak; iş emri ve araç takip kayıtlarını, bakımı yapılan dağıtım varlıklarını, kullanılan malzemeleri, bakım tutanaklarını ve yapılan bakıma ilişkin tevsik edici video, fotoğraf ve benzeri belgeleri Bakım Yönetim Sisteminde kayıt altına alır.
(6) Dağıtım şirketi Bakım Yönetim Sistemi kayıtlarını, bakım planındaki sıralamaya uygun olarak denetim yetkisini haiz kamu kurumunun erişimine açar ve EDVARS üzerinden Kuruma sunar.
(7) Dağıtım şirketi, yıllık bakım planının ve gerçekleştirilen bakıma ilişkin bilgilerin CBS’de veya CBS’ye entegre bakım yönetim sisteminde görüntülenebilmesini sağlar.
(8) Dağıtım şirketi tarafından dağıtım sistemine bağlanacak yeni tesis veya teçhizat ile bu tesis veya teçhizatın montajı TS, EN, CENELEC, IEC standartlarına ve ilgili teknik mevzuata uygun yapılır.
(9) Bakım çalışmasında görevlendirilen personelin 20/6/2012 tarihli ve 6331 sayılı İş Sağlığı ve Güvenliği Kanunu, ilgili teknik mevzuat, ilgili mevzuat ve ilgili diğer mevzuata uygun olarak iş sağlığı ve güvenliği ile elektrik dağıtım sisteminde bakım konusunda gerekli eğitimleri ve belgeleri almış olması zorunludur.
(10) Bakım çalışması esnasında; İş Sağlığı ve Güvenliği Kanunu, ilgili teknik mevzuat, ilgili mevzuat ve ilgili diğer mevzuata uygun olarak dağıtım şirketi gerekli güvenlik önlemlerini alır.
(11) Dağıtım şirketi, can ve mal güvenliğini tehlikeye düşüren hususların tespiti halinde acil müdahale etmekle yükümlüdür.
(12) Dağıtım şirketi demontajı yapılan ve kullanılamayacak durumda olan tüm malzemelerin güvenli bir şekilde saklanması, imhası veya geri dönüşümünün ilgili mevzuat, ilgili diğer mevzuat ve ilgili teknik mevzuata uygun şekilde sağlanmasından sorumludur.
Dağıtım sisteminde enerji akışı ve iletişim
MADDE 5 – (1) Dağıtım şirketi, orta gerilim seviyesinde yeni tesis edilecek, ring şebekedeki giriş-çıkış fiderleri hariç en az üç çıkış fiderine sahip veya en az 5000 kVA kurulu gücü olan dağıtım merkezlerinin OG fiderlerinin akım, gerilim ve güç tüketim verilerini gerçek zamanlı olarak izler ve kaydeder.
(2) Dağıtım şirketi, 1000 kVA ve üzeri yeni tesis edilecek dağıtım transformatörlerinin AG barasının akım, gerilim ve güç tüketim verilerini gerçek zamanlı olarak izler ve kaydeder.
(3) Dağıtım şirketi, birinci ve ikinci fıkra kapsamındaki yükümlülükleri ile birlikte dağıtım sistemi üzerinde elektrik kesintilerinin izlenmesi için Bakanlık, Kurum ve denetim yetkisini haiz kamu kurumunun paylaşımına açacağı gerekli iletişim altyapısını kurmakla yükümlüdür.
Yönetimsel kontrol ve veri toplama sistemi
MADDE 6 – (1) Dağıtım şirketi, dağıtım sistemine ait uzaktan ölçme ve/veya kontrol sistemlerini kurmakla ve işletmekle yükümlüdür.
(2) Üretim lisansı ile elektrik depolama tesisi sahibi tüzel kişiler, dağıtım şirketinin SCADA’sına veri aktarılmasına yönelik gerekli sistemleri kurar ve gerekli iletişim linkini sağlar.
(3) Kurulu gücü 50 kW ve üzerinde olan lisanssız üretim santral sahibi gerçek veya tüzel kişiler, dağıtım şirketinin SCADA’sına veri aktarılmasına yönelik gerekli sistemleri kurar ve gerekli iletişim linkini sağlar.
(4) Dağıtım şirketi bu madde kapsamında yer alan sistemlerin kurulması ve entegrasyonu ile ilgili işlemleri yapmakla ve gelen verileri 28/5/2014 tarihli ve 29013 mükerrer sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Şebeke Yönetmeliği kapsamında TEİAŞ SCADA sistemine aktarmakla yükümlüdür.
(5) Bu madde kapsamında kullanıcıya ait açma/kapama teçhizatı da ilgili dağıtım şirketi tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde kontrol edilebilir. Bu tesis ve/veya teçhizat için gerekli kontrol ara yüzünün temin edilmesi kullanıcının sorumluluğundadır.
Coğrafi bilgi sistemi
MADDE 7 – (1) Dağıtım şirketi, dağıtım bölgesinde bulunan ve dağıtım tesisi kapsamında yer alan elektriksel teçhizatı içeren ve Kurul tarafından belirlenen usul ve esaslarda belirtilen tesis ve/veya teçhizatı gösteren veri tabanına sahip CBS oluşturmakla yükümlüdür. Söz konusu CBS diğer izleme sistemleri ile entegre olacak şekilde kurulur.
(2) Dağıtım şirketi elektrik dağıtım sisteminin ihtiyaçları doğrultusunda CBS’nin iyileştirilmesinden sorumludur. Dağıtım şirketi CBS’de tutulan verilerin güncelliğini ve güvenilirliğini sağlamakla yükümlüdür.
(3) Dağıtım şirketi tarafından kurulan CBS’nin kapsamı, güncel tutulması gereken veriler, verilerin saklanması, güncellenmesi, Kurum tarafından istenilen verilerin sunulması ve doğruluğuna ilişkin hususlar Kurul tarafından belirlenen usul ve esaslar ile düzenlenir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Acil Durum
Acil durum
MADDE 8 – (1) Dağıtım şekebesinin kısmen veya tamamen istem dışı enerjisiz kalması durumunda, sistemin kademeli olarak enerjilendirilmesine yönelik acil durum yönetim planları dağıtım şirketi tarafından hazırlanır. Dağıtım şirketi, acil durum yönetim planlarının uygulanabilirliğini ve güncelliğini korumakla yükümlüdür.
(2) Dağıtım şirketi, şebeke özelliklerini de dikkate alarak, acil müdahale gerektiren durumlar için zamanında müdahale ve etkin bir çözüm sağlayacak şekilde acil müdahale organizasyonunu kurar.
(3) Dağıtım şirketi, acil müdahale organizasyonu kapsamında yeterli sayıda ve tam teşekküllü acil müdahale aracı ile yeterli sayıda ve acil müdahale konusunda eğitimli personeli yirmi dört saat hazır durumda bulundurur.
(4) Dağıtım şirketi, acil durumlarda gerekli koordinasyonu sağlamak için kriz koordinasyon aracı temin edebilir.
(5) Dağıtım şirketi acil müdahale gerektiren durumlarda dağıtım şebekesinin arıza onarımı, bakımı, kontrolü ve izlenmesi için insansız hava aracı temin edebilir.
(6) Dağıtım şirketi insansız hava aracı gibi hava araçlarının kullanımı için izin talebinde bulunabilir.
(7) Dağıtım şirketi acil müdahale gerektiren durumlarda, acil müdahale araçları için trafikte geçiş üstünlüğü talebinde bulunabilir.
Mobil jeneratör
MADDE 9 – (1) Dağıtım şirketi acil durumlarda kullanılmak üzere mobil jeneratörler bulundurur.
(2) Dağıtım şirketi, orta gerilim seviyesi çıkışlı en az bir adet mobil jeneratör bulundurur.
(3) Dağıtım şirketi her il merkezi ve nüfusu 100.000’i geçen ilçeler için de en az bir adet olmak üzere, alçak gerilim seviyesi çıkışlı mobil jeneratör bulundurmakla yükümlüdür. Bu fıkra kapsamında bulundurulacak olan jeneratörlerin her biri en az 50 kVA gücünde olmalıdır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Kullanıcı Hizmetleri Merkezi, Raporlama ve İnceleme
Kullanıcı hizmetleri merkezi
MADDE 10 – (1) Dağıtım şirketi; bağlantı başvurusu, arıza bildirimi, kaçak elektrik enerjisi kullanım ihbarları, şikâyetler ve dağıtım faaliyeti konularına ilişkin yapılan başvuruların alınması ve cevaplandırılması için yeterli donanım ve personele sahip kullanıcı hizmetleri merkezi kurmakla yükümlüdür.
(2) Dağıtım şirketi birinci fıkra çerçevesinde; oluşturulacak olan kullanıcı hizmetleri merkezinde;
a) Büyükşehir Belediyesi merkez ilçelerinde, kullanıcı hizmetleri merkezinin kullanıcıya olan mesafesi azami 20 km’yi aşmayacak şekilde, asgari olarak; proje onay, geçici kabul, sayaç kontrol, itiraz ve benzeri işlemleri,
b) İl merkezleri ile nüfusu elli binin üzerinde olan ilçelerde, asgari olarak; proje onay, geçici kabul, sayaç kontrol, itiraz ve benzeri işlemleri,
c) Nüfusu beş bin ile elli bin arasında olan ilçelerde ise asgari olarak kullanıcıların başvurularının alınması,
hizmetlerini yürütecek niteliğe sahip personel ile en az yukarıda belirtilen sayıda olacak şekilde, il ve ilçelerde kullanıcı hizmetleri merkezi kurar.
(3) Dağıtım şirketi kullanıcı hizmetleri merkezi sayısına ilişkin bilgileri Kurum tarafından belirlenecek formata uygun olarak her yıl 31 Ocak tarihine kadar Kuruma sunar.
Elektrik dağıtım veri ambarı ve raporlama sistemi
MADDE 11 – (1) Dağıtım şirketi, 27/5/2014 tarihli ve 29012 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasası Bildirim Yönetmeliği kapsamında Kuruma dağıtım faaliyetleri ile ilgili olarak bildirmekle yükümlü olduğu verilerin ve Kurum tarafından gerekli görülebilecek ilave verilerin izlenmesine ve raporlanmasına ilişkin EDVARS’a Kurumun uzaktan erişimini sağlamakla yükümlüdür.
(2) Uygulamaya ilişkin usul ve esaslar Kurul kararı ile belirlenir.
Kişisel verilerin korunması
MADDE 12 – (1) Dağıtım şirketi ilgili mevzuat kapsamında dağıtım faaliyetinin yürütülmesi çerçevesinde herhangi bir şekilde elde ettiği verilere ilişkin olarak, 24/3/2016 tarihli ve 6698 sayılı Kişisel Verilerin Korunması Kanunu ile bu Kanuna dayalı olarak çıkarılan mevzuat kapsamında kişisel verilerin korunmasını sağlayacak önlemleri alır.
(2) Dağıtım şirketi elektrik piyasasına ilişkin ilgili mevzuat çerçevesinde internet sitesinde yayımlamakla yükümlü olduğu verileri, Kişisel Verilerin Korunması Kanunu ile bu Kanuna dayalı olarak çıkarılan mevzuatta belirtilen hükümlere uygun olarak yayımlar.
Dağıtım faaliyetlerinin incelenmesi
MADDE 13 – (1) Elektrik dağıtım şirketinin faaliyetleri kapsamında üretilen her türlü bilgi, belge ve rapor Kuruma yapılan bildirim veya diğer veri kaynağı esas alınarak yerinde veya uzaktan, resen veya kullanıcı ihbar ve şikâyetleri üzerine Kurum tarafından gerekli görülmesi hallerinde incelenebilir.
(2) Dağıtım şirketi, Kurum tarafından görevlendirilen personele, inceleme için gerekli imkânları ve ihtiyaç duyduğu tüm bilgi ve belgeleri gecikmeksizin sağlamakla ve bu personelin görevlerini yerine getirmesi sırasında işbirliği yapmakla yükümlüdür. Dağıtım şirketi, yapılan incelemelerde talep edilen tüm bilgi ve belgeleri belirtilen süre içerisinde sunmakla yükümlüdür. Talep edilmesi halinde söz konusu verileri tevsik edici nitelikteki sisteme veri sağlayan kaynaklara erişimi gecikmeksizin sağlamakla yükümlüdür.
(3) Dağıtım şirketi, dağıtım faaliyeti ile ilgili olarak tüm bilgi ve belgeleri lisansında belirtilen dağıtım bölgesi sınırları içerisinde bulundurmak ve muhafaza etmekle yükümlüdür.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 14 – (1) 2/1/2014 tarihli ve 28870 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.
(2) İlgili mevzuatta birinci fıkra ile yürürlükten kaldırılılan Yönetmeliğe yapılan atıflar bu Yönetmeliğe yapılmış sayılır.
Yürürlük
MADDE 15 – (1) Bu Yönetmeliğin;
a) 9 uncu ve 10 uncu maddeleri 31/12/2022 tarihinde,
b) Diğer maddeleri yayımı tarihinde,
yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 16 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5db22f9884686.docx | 28 Mayıs 2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmî Gazetede yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 6282-3 Karar Tarihi : 13/05/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/05/2016 tarihli toplantısında; ekteki “Teminat Usul ve Esasları”nın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK-1
TEMİNAT USUL VE ESASLARI
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Usul ve Esasların amacı; organize toptan elektrik piyasalarında faaliyet gösteren piyasa katılımcılarının piyasaya ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememesi durumunda Piyasa İşletmecisinin risklerinin yönetilmesi ve diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınması amacıyla uygulanacak teminatlara ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar; gün öncesi piyasasına, gün içi piyasasına, dengeleme güç piyasasına ve mali uzlaştırma işlemlerine ilişkin, piyasa katılımcılarının sunmaları gereken teminatlara ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) Minimum nakit teminat: Gün öncesi dengeleme ve/veya gün içi piyasası kapsamında faaliyet gösteren piyasa katılımcılarının; gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak sunmaları gereken TL cinsinden toplam nakit teminat tutarını,
b) Başlangıç teminatı: Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıtlarının tamamlanması için sunmaları gereken teminat tutarını,
c) Ek teminat: Bir piyasa katılımcısının faturaya esas uzlaştırma bildirimi yayımlanmamış fatura dönemleri için, ilgili risk tespit faaliyetleri neticesinde, katılımcının uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen faaliyetlerden kaynaklanan toplam riskinin arttığının tespit edilmesi halinde hesaplanan teminat tutarı ile aylık uzlaştırma bildirimleri sonucunda ortaya çıkan dengesizlik miktarlarına ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarının toplamını,
ç) Toplam teminat tutarı: Teminat Hesaplama Prosedürü hükümleri doğrultusunda bir piyasa katılımcısının başlangıç teminatı, gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak sunması gereken teminat tutarı ve ek teminat tutarının toplamını
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 5 – (1) Piyasa İşletmecisi;
a) Teminat hesaplamalarında kullanılacak olan katılımcı bazındaki başlangıç teminatı tutarının belirlenmesinden,
b) Piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi dengeleme faaliyetlerine veya gün içi piyasasına ilişkin olarak sunulan minimum nakit teminat tutarı oranının belirlenmesinden,
c) Bir piyasa katılımcısının piyasa faaliyetlerine ilişkin olarak sunmuş olduğu toplam teminat tutarı ve/veya minimum nakit teminat tutarının, sağlaması gereken seviyenin altına düşmesi durumunda, ilgili katılımcıya sunması gereken toplam ve/veya minimum nakit teminat tutarına ilişkin teminat tamamlama çağrısının PYS üzerinden ve/veya merkezi uzlaştırma bankası aracılığıyla yapılmasından
sorumludur.
Teminatların artırılmasına ilişkin esaslar
MADDE 6 – (1) Piyasa İşletmecisi aşağıdaki durumlarda sunulan teminat tutarının artırılmasını talep eder;
a) Yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı,
b) Dengeden sorumlu gruba yeni bir piyasa katılımcısının dahil olması,
c) Üretim veya OSB üretim lisansı sahibi bir piyasa katılımcısının işletmedeki kurulu gücünün değişmesi,
ç) Gün öncesi dengeleme ve/veya gün içi piyasaları kapsamında tarihsel alışkanlıklarına göre daha yüksek miktarda alım yapması,
d) Dengesizlik uzlaştırması sonuçlarına göre hesaplanan teminat gereksiniminin daha önceki faturalama dönemindeki hesaplanan gereksinimden daha yüksek olması,
e) Bir piyasa katılımcısının, faturaya esas uzlaştırma bildirimi yayımlanmamış fatura dönemleri için, ilgili piyasa izleme faaliyetleri neticesinde, katılımcının uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen toplam maliyetlerin sürekli bir şekilde artmakta olduğunun tespit edilmesi sonucunda, katılımcı riskinin mevcut teminat tutarı ile karşılanamayacağının öngörülmesi.
Teminat işlemlerine ilişkin süreç
MADDE 7 – (1) Piyasa İşletmecisi her iş günü saat 14:30’a kadar, katılımcı bazında sunulması gereken teminat tutarlarına ilişkin gerekli hesaplamaları yaparak, piyasa katılımcılarını ve katılımcı bazında merkezi uzlaştırma bankasını bilgilendirir.
(2) Kendisine katılımcı bazında teminat bilgileri sunulan merkezi uzlaştırma bankası, gerekli teminat tutarlarının takibini yürütür.
(3) Piyasa katılımcıları her iş günü, saat 11:00’da yapılacak teminat kontrolleri için teminat mektuplarını saat 10:30’a kadar Piyasa İşletmecisine, teminat mektubu dışındaki diğer teminatları ise saat 11:00’a kadar merkezi uzlaştırma bankasına, saat 17:00’da yapılacak teminat kontrolleri için teminat mektuplarını saat 16:30’a kadar Piyasa İşletmecisine, teminat mektubu dışındaki diğer teminatları ise saat 17:00’a kadar merkezi uzlaştırma bankasına sunar.
(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 minimum nakit ve toplam teminat tutarları dikkate alınır.
(5) Piyasa İşletmecisi her iş günü, 10:30’a kadar kendisine sunulan teminat mektubu miktarına ilişkin bilgileri en geç saat 10:50’ye kadar, 16:30’a kadar sunulan teminat mektubu miktarına ilişkin bilgileri de en geç saat 16:50’ ye kadar katılımcı bazında merkezi uzlaştırma bankasına bildirir.
(6) Merkezi uzlaştırma bankası piyasa katılımcıları tarafından sunulan teminat tutarına ilişkin bilgileri katılımcı bazında Piyasa İşletmecisine her iş günü saat 11:00’da ve 17:00’da bildirir.
(7) Gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası faaliyetleri kapsamında avans ödemelerinin gerçekleştirilmesini müteakiben, bir piyasa katılımcısının sunmuş olduğu minimum nakit teminat tutarı ve/veya toplam teminat tutarının, sağlaması gereken seviyenin altına düşmesi durumunda, merkezi uzlaştırma bankası en geç saat 16:00’a kadar, ilgili piyasa katılımcısına minimum nakit teminat ve/veya toplam teminat tamamlama çağrısı yapar.
(8) Kendisine teminat tamamlama çağrısı yapılan bir piyasa katılımcısı, ilgili piyasa faaliyetlerine devam edebilmek için, minimum nakit ve 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 minimum nakit teminat ve 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 minimum nakit teminatlarını ve toplam teminatlarını 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 minimum nakit teminatlarını ve toplam teminatlarını tamamlar.
(10) Gün içi piyasasına ilişkin olarak;
a) Piyasa İşletmecisi tarafından her iş günü saat 11:00’da ve 17:00’da olmak üzere günde iki kez teminat kontrolü yapılır.
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 minimum nakit teminatını ve 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 minimum nakit teminatlarını ve toplam teminatlarını 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.
ç) Belirtilen saatlerde yapılan teminat kontrollerinde, bir piyasa katılımcısının teminatlarının yeterli olmaması durumunda katılımcının eşleşmemiş durumda olan teklifleri iptal edilir ve yeni teklif girmesine izin verilmez.
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 minimum nakit teminatını ve toplam teminatlarını tamamlar.
(11) İkili anlaşmalara ilişkin olarak;
a) Herhangi bir iş günü saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde piyasa katılımcılarının teminat seviyelerinin, sunmaları gereken toplam teminat tutarını karşılamaması durumunda piyasa katılımcısının 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.
b) Hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesi, aynı gün bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Prosedürüne göre hesaplanan ve PYS’de ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşunca yayımlanan sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamayan bir piyasa katılımcısının, hafta sonunun veya resmi tatilin ikinci gününden itibaren, ikinci günü dâhil olmak üzere, ileriye dönük satış yönünde uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmez, yapılmış olan satış yönündeki ikili anlaşma bildirimleri iptal edilir ve ilgili taraflara PYS aracılığıyla bilgi verilir.
c) Hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesi, sunması gereken toplam teminat tutarını karşılayan piyasa katılımcılarının hafta sonunun veya resmi tatilin ikinci gününden itibaren, ikinci günü dâhil olmak üzere, ileriye dönük satış yönünde uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilir.
ç) İleriye dönük satış yönünde ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmeyen bir piyasa katılımcısının, sonraki iş günlerinde saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesinin, sunması gereken toplam teminat tutarını karşılaması durumunda ileriye dönük olarak satış yönünde ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilir.
Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler
MADDE 8 – (1) Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler aşağıda belirtilmiştir:
Türk lirası,
Döviz (ABD doları veya avro),
Bankacılık mevzuatına tabi ve Türkiye’de faaliyet gösteren bankalar tarafından hazırlanmış olan TL veya döviz cinsinden (ABD doları veya avro) kesin ve süresiz teminat mektupları,
ç) Bankacılık mevzuatına göre Türkiye’de faaliyette bulunmasına izin verilen yabancı bankalar ile Türkiye dışında faaliyette bulunan banka veya benzeri kredi kuruluşlarının kontr garantisi üzerine bankacılık mevzuatına tabi bankaların düzenleyecekleri TL veya döviz cinsinden (ABD doları veya avro) kesin ve süresiz teminat mektupları,
Hamiline olmak kaydıyla Hazine Müsteşarlığınca ihraç edilen Devlet İç Borçlanma Senetleri.
(2) Teminatların TL karşılıklarının hesaplanması sürecinde; döviz nakit teminatlar ve döviz teminat mektupları için TCMB döviz alış kuru, devlet tahvili ve hazine bonosu için TCMB tarafından Resmî Gazete’de yayınlanan gösterge niteliğindeki fiyatlar baz alınır.
(3) Gün öncesi dengelemeye ve gün içi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının bu faaliyetlerine ilişkin olarak sağlamaları gereken minimum nakit teminat tutarına ilişkin oran Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek, PYS aracılığıyla bu oranın geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce yayınlanır.
(4) Piyasa katılımcıları, sağlamaları gereken minimum nakit teminat tutarı dışındaki 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.
(5) Teminat mektubu dışında teminat olarak kabul edilen kıymetlere ve döviz cinsinden teminat mektuplarına değerleme katsayısı uygulanır. Bu Yönetmelik kapsamında uygulanacak olan değerleme katsayısı; benzer piyasalarda uygulanan değerleme katsayıları dikkate alınarak merkezi uzlaştırma bankasının önerisi üzerine Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek, PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
(6) Teminatlarla ilgili tüm maliyetler ilgili piyasa katılımcısı tarafından karşılanır.
Başlangıç teminatı kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 9 – (1) Herhangi bir piyasa katılımcısı tarafından sunulması gereken başlangıç teminatı (TL), Piyasa İşletmecisi tarafından Teminat Hesaplama Prosedürü çerçevesinde belirlenerek, bu tutarlarının geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayımlanır.
(2) Bir piyasa katılımcısının işletmedeki kurulu gücünde değişiklik olması durumunda, ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken başlangıç teminatı güncel kurulu güç değerine göre Piyasa İşletmecisi tarafından yeniden hesaplanır. Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısını, bu değişiklik sebebiyle bulundurması gereken başlangıç teminat tutarı ile ilgili olarak en geç PYS üzerinden güç artışı değişikliğinin onaylandığı günü takip eden iş günü saat 16:00’ya kadar PYS aracılığıyla bilgilendirir.
(3)
(4) Başlangıç teminatını sunmamış piyasa katılımcısı adaylarının tüzel kişilik kayıt başvuruları PYS üzerinden onaylanmaz.
Gün öncesi dengelemede ve gün içi piyasasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 10 – (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 nakit teminat tutarının minimum nakit teminat tutarından, teminat seviyesinin de sunması gereken toplam teminat tutarından büyük ya da eşit olması esastır.
Ek teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 11 – 1) Uzlaştırma bildirimlerinin yayımlanmasını müteakiben, aylık uzlaştırma bildirimleri sonucunda ortaya çıkan dengesizlik miktarlarına ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarı, Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla bilgilendirilir. Bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı, fatura tebliğ tarihinden sonraki üçüncü iş gününden itibaren yapılacak olan toplam teminat hesaplarında kullanılır.
(2) Bir piyasa katılımcısının faturaya esas uzlaştırma bildirimi yayımlanmamış fatura dönemleri için, ilgili risk tespit faaliyetleri neticesinde, katılımcının faaliyetlerinden kaynaklanan ve uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen toplam riskinin değiştiğinin tespit edilmesi halinde, katılımcıya Teminat Hesaplama Prosedürü gereğince PYS aracılığıyla bilgilendirme yapılır. Bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı, bilgilendirmenin yapıldığı iş günü yapılacak olan toplam teminat hesaplarında kullanılır.
(3) Birinci ve/veya ikinci fıkra hükümleri doğrultusunda bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı ilgili gün için piyasa katılımcısının toplam teminat hesabında kullanılır.
(4) Birbirini takip eden üç iş günü boyunca saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde piyasa katılımcılarının teminat seviyelerinin, sunmaları gereken ek teminat tutarını karşılamaması durumunda katılımcılara aşağıdaki süreç uygulanır:
a)
b) Piyasa katılımcısının adına PYS’de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken ek teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin toplam teminat hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde silinir. Durumla ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB veya ilgili dağıtım şirketine, TEİAŞ, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB veya ilgili dağıtım şirketi tarafından da aynı gün içerisinde ilgili görevli tedarik şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB için enerji tedarik eden piyasa katılımcısına ve iki iş günü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir. Piyasa katılımcısının portföyünde yer alan ve kendi tüzel kişiliğine ait olmayan serbest tüketiciler ve ilgili dağıtım şirketinin enerji sağladığı serbest olmayan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme bağlantı durumuna göre ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve TEİAŞ’a ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
c) Yaptırım uygulanan piyasa katılımcısının portföyünde yer alan serbest tüketiciler için, görevli tedarik şirketi ve dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye enerji tedarik eden piyasa katılımcısının ilgili serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili taraflara yapılan bildirimi takip eden 2 nci iş günü dahil olmak üzere belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
ç) Piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda, dengeden sorumlu grup, katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken ek teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin toplam teminat tutarı hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır ve aynı fatura dönemini kapsayacak şekilde dağıtılan dengeden sorumlu grupta yer alan piyasa katılımcıları için yeni duruma göre ek teminat hesabı yapılır. İlgili dengeden sorumlu taraf için dengeden sorumlu grubun dağıtılmasını müteakiben yayınlanan ilk faturaya esas uzlaştırma bildirimine ait son fatura ödeme tarihinden bir sonraki iş gününe kadar teminat hesabı yapılmaz ve ilgili taraftan bulundurması gereken toplam teminat tutarını bu tarihe kadar tamamlaması talep edilir. İlgili dengeden sorumlu tarafın ek teminat hesabı, dengeden sorumlu grubun dağıtılmasını müteakip ilk faturaya esas uzlaştırma bildirimine ait fatura son ödeme tarihinden bir sonraki iş günü faturaya esas uzlaştırma bildirimi yayınlanmamış fatura dönemlerini de kapsayacak şekilde yeni duruma göre yapılır. Bu kapsamda hesaplanan ek teminat tutarı, Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla bildirilme tarihini izleyen iş günü yapılacak olan toplam teminat tutarı hesabında kullanılır.
d) İlgili dengeden sorumlu tarafın bulundurması gereken toplam teminat tutarının (ç) bendinde ifade edilen süreden önce tamamlaması halinde mevcut teminat yükümlülüğü devam etmek üzere, teminatın tamamlandığı iş gününü takip eden iş günlerinde yeni duruma göre ek teminat tutarı hesabı yapılır ve hesaplanan bu tutar bildirim tarihini izleyen iş günü yapılacak olan toplam teminat tutarı hesabında kullanılır.
e) (b) 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.
f) Bu fıkra kapsamında ilgili süreçlerin uygulandığı piyasa katılımcısı hakkında tüm piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bilgi verilir.
(5) Herhangi bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba dahil olması durumunda, dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf, ilgili piyasa katılımcısının dengesizliklerine ilişkin teminat yükümlülüklerini de üstlenmiş olur.
(6) Teminat Hesaplama Prosedüründe yer alan risk katsayısı değerinde değişiklik olması durumunda, Piyasa İşletmecisi, yeni risk katsayısını, bu katsayının geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayımlar.
Teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 12 – (1) Bir piyasa katılımcısının, sunmakla yükümlü olduğu gün öncesi dengeleme ve gün içi piyasası işlemlerine ilişkin teminat tutarı, başlangıç teminatı tutarı ve faturasına yansıması öngörülen tutarlara ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarları, ilgili piyasa katılımcısı tarafından; dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin olarak sunmakla yükümlü olduğu teminat tutarları, ilgili dengeden sorumlu tarafça karşılanır.
(2) Piyasa katılımcısı tarafından sunulan toplam teminatın, katılımcının piyasa kapsamında yürüttüğü tüm faaliyetlere ilişkin toplam riskini karşılayacak seviyede olmadığının tespit edilmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, Teminat Hesaplama Prosedüründe yer verilen esaslar doğrultusunda ilgili katılımcının sunması gereken teminat tutarının artırılmasını talep edebilir.
(3) Piyasa katılımcısı tarafından sunulan toplam teminatın, katılımcının piyasa kapsamında yürüttüğü tüm faaliyetlere ilişkin toplam riskinden daha fazla olduğunun tespit edilmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, Teminat Hesaplama Prosedüründe yer verilen esaslar doğrultusunda ilgili katılımcının sunması gereken teminat tutarını azaltmasına imkan sağlayabilir.
(4) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun elektrik piyasasına ilişkin takas ve teminat yönetim hizmeti vermediği günler tatil günü olarak kabul edilir.
Merkezi uzlaştırma bankasına sunulan teminatların iadesi
MADDE 13 – (1) Piyasa katılımcısının, merkezi uzlaştırma bankasına sunmuş olduğu teminatların toplam tutarının, piyasa katılımcısının sunması gereken toplam teminat tutarından büyük olması durumunda fazla teminat tutarı, söz konusu teminatın kısmen iadeye uygun olması durumunda ve piyasa katılımcısının talebi üzerine merkezi uzlaştırma bankası tarafından piyasa katılımcısına iade edilir.
(2) Piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilecek olan nakit teminat çekme işlemleri herhangi bir iş gününde saat 14:30 ile 15:40 arasında, nakit dışı teminatların çekme işlemleri 14:30 ile 17:00 arasında gerçekleştirilebilir.
Risk katsayısı
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Risk katsayısının başlangıç değeri 1,5’tir.
Yürürlük
MADDE 14 – (1) Bu Usul ve Esaslar 1/6/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 15 – (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5ddc718849906.docx | TEİAŞ
TÜRKİYE ELEKTRİK İLETİM ANONİM ŞİRKETİ
İLETİM SİSTEMİ
SİSTEM KULLANIM ANLAŞMASI
Tarih: .../.../......
Bu Anlaşma; isim ve/veya unvanı ile kanuni ikametgah adresi aşağıda belirtilen Kullanıcıya ait ................................................................tesisinin, Elektrik Piyasası Kanunu ve ilgili mevzuat uyarınca iletim sistemini kullanması için gerekli hüküm ve şartları içermektedir.
*** Bu anlaşma, genel hükümleri içeren Birinci Bölümü ve özel hükümleri ve ekleri içeren İkinci Bölümü ile birlikte ayrılmaz bir bütündür.
BİRİNCİ BÖLÜM
MADDE 1. KULLANICIYA ÖZGÜ ŞARTLAR:
İletim sisteminin kullanılmasına ilişkin bilgiler Anlaşmanın Ek-1 bölümünde belirtilmektedir.
MADDE 2. ANLAŞMA GÜCÜ:
İlk imzalanan Sistem Kullanım Anlaşması gücü aşağıdaki şekillerde belirlenir:
Üreticiler için ilk imzalanan anlaşma gücü, lisanslarına derç edilmiş olan kurulu güç değeri ile aynı olmalıdır.
Elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri ile imzalanan ilk anlaşma gücü, iletim sistemine bağlantı görüşü verilmesi esnasında TEİAŞ tarafından tahsis edilen güç değeri ile aynı olmalıdır.
Tüketiciler ile imzalanan ilk anlaşma gücü, iletim sistemine bağlantı görüşü verilmesi esnasında TEİAŞ tarafından tahsis edilen güç değeri ile aynı olmalıdır.
Bu anlaşma, Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği hükümleri uyarınca revize edilmeden, kullanıcı bağlantı noktasından anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi alamaz ve/veya bağlantı noktasına anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi veremez.
Kullanıcının anlaşma gücünün artırılması veya düşürülmesine ilişkin başvuruları,
a)Üretim lisansı sahibi tüzel kişiler için lisans tadiliyle paralel olacak şekilde Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği’nin ilgili hükümleri çerçevesinde,
b) Elektrik dağıtım şirketleri, dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri ve tüketiciler için Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği’nin ilgili hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.
Kullanıcı, anlaşma gücünü artırmak üzere, aynı fiyatlandırma yılı içerisinde en fazla üç defa bu anlaşmada değişiklik yapılmasını talep edebilir. TEİAŞ’ın talebin değerlendirilmesine ilişkin cevabından önce kullanıcının aynı tesis için güç artışını içeren yeni bir talepte bulunması halinde, yeni talebi değerlendirmeye alınmaz. TEİAŞ, kullanıcının güç artışı talebine ilişkin görüşünü, başvurunun alındığı tarihten itibaren en geç 45 gün içerisinde kullanıcıya bildirir. Kullanıcı, güç artışını içeren revize anlaşma yürürlüğe girinceye kadar, mevcut anlaşma gücünü aşamaz. Değerlendirme süresi sonuna kadar olumsuz görüş verilmemesi halinde başvuru kabul edilmiş sayılır.
Kullanıcı anlaşma gücünü düşürmek amacıyla talep tarihinden iki ay sonra uygulanmak üzere değişikliğin gerçekleştiği tarihten itibaren üç yılda bir defa sistem kullanım anlaşmasında değişiklik yapılmasını talep edebilir. İletim seviyesinden bağlı tüketiciler, bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarında ilk imzalanan anlaşma güçlerinin altına düşecek şekilde güç düşümü talebinde bulunamaz. Ancak, TEİAŞ tarafından yeni bir trafo merkezi veya mevcut bir trafo merkezine yeni bir trafo tesis edilmesi halinde, mevcut anlaşmalarda yer alan maksimum alış kapasitelerinin düşürülmesine, yükü aktarılan trafo merkezine ait revize sistem kullanım anlaşmasındaki ve yeni trafo merkezine ait sistem kullanım anlaşmasındaki maksimum enerji alış kapasiteleri değerlerinin toplamının, yükü aktarılan trafo merkezine ait önceki sistem kullanım anlaşmasındaki güç değerinden az olmaması kaydıyla izin verilir. Elektrik Şebeke Yönetmeliği uyarınca, elektrik dağıtım şirketleri ve dağıtım lisansı sahibi organize sanayi bölgeleri talepleri doğrultusunda yeni trafo merkezi inşa edilmesi halinde yapılacak olan Sistem Kullanım Anlaşmasında yer alacak anlaşma güçleri, yeni trafo merkezi kapsamında TEİAŞ tarafından tahsis edilen gücün altında olamaz.
TEİAŞ, anlaşma gücünü aşan kullanıcıya, daha önceden herhangi bir ihtara gerek kalmaksızın bu Anlaşmanın 9’uncu maddesi kapsamında söz konusu ihlale ilişkin olarak belirlenen cezai şartı uygular.
Üretim tesisinin TEİAŞ tarafından verilen acil durum talimatları doğrultusunda yapmış olduğu güç aşımları hariç olmak üzere, 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 ortaya çıkan maliyetler ilgili kullanıcı tarafından TEİAŞ’a ödenir.
TEİAŞ, elektrik enerjisi iletimini olumsuz yönde etkileyecek şekilde maksimum kapasiteler üzerinde elektrik enerjisi alınmaması ve verilmemesi için otomatik enerji kesme sistemlerini devreye alabilir.
TEİAŞ’ın kullanıcıya taahhüt ettiği kapasiteyi sağlayamaması durumunda TEİAŞ tarafından kullanıcıya iade edilecek bedel bu Anlaşmanın 9’uncu maddesinde belirtilmiştir.
TEİAŞ ve/veya dağıtım şirketlerinden kaynaklanan nedenlerle yük aktarmaları yapılması gerektiğinde ilgili mevzuata uygun olarak yük aktarma tutanağı düzenlenir. İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildiriminde tanımlı yük aktarmalarından kaynaklanan güç artışları güç aşımı olarak değerlendirilmez ve bu uygulama birden fazla Trafo Merkezinden (TM) beslenen diğer sistem kullanıcılarına da uygulanır.
TEİAŞ tarafından verilen talimatlarla anlaşma gücünün aşılması durumunda TEİAŞ tarafından talimatlandırılan zaman dilimlerindeki güçler güç aşımı olarak değerlendirilmez.
MADDE 3. KARŞILIKLI YÜKÜMLÜLÜKLER:
Mali Yükümlülükler:
Kurum Tarafından İletim Faaliyetine İlişkin Olarak Onaylanan Tarifeler Uyarınca Hesaplanan Bedeller ve İlgili Mevzuat Çerçevesinde Oluşan Diğer Bedellerin Ödenmesi:
Kullanıcı, Kurum tarafından iletim faaliyetine ilişkin olarak onaylanan tarifeler uyarınca hesaplanan bedeller ve ilgili mevzuat çerçevesinde oluşan diğer bedeller üzerinden tahakkuk ettirilen tutarı TEİAŞ’a öder.
9 uncu madde kapsamında oluşan cezai şartlara ilişkin faturalar, ihlalin tespit edilmesini takip eden en geç 3 ay ve her halükarda en geç ihlalin meydana gelmesini takip eden 9 ay içerisinde kullanıcıya gönderilir.
Kullanıcı, ödeme bildiriminin kendisine tebliğ edildiği günü izleyen 15 (on beş) gün içerisinde bildirimde yer alan tutarı, TEİAŞ’a öder. Ödemede gecikilen süre için 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51’inci maddesinde öngörülen gecikme zammı oranında faiz uygulanır.
Maddi hatalar dışında; ödeme bildirimi içeriğine yapılacak herhangi bir itiraz, ödemeyi durdurmaz. TEİAŞ’ın hatası nedeniyle fazla tahakkuk edilmiş olan tutara, ödeme bildiriminin tebliğ edildiği günden itibaren 15 (on beş) gün içerisinde itiraz edilebilir. İtirazın kısmen veya tamamen haklı bulunması halinde fazla ödenen tutar, ödeme tarihinden itibaren 6183 sayılı Amme Alacakların Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci maddesine göre hesaplanan gecikme zammı oranında faiz de dahil olmak üzere kullanıcıya iade edilir.
Kullanıcının, TEİAŞ’a karşı bu anlaşmadan kaynaklanan ödeme yükümlülüklerini son ödeme tarihine kadar yerine getirmemesi durumunda TEİAŞ tarafından kullanıcıya uyarı bildiriminde bulunulur. Kullanıcı, TEİAŞ tarafından yapılan uyarı bildirimine rağmen, ödeme yükümlülüğünü bildirimin yapıldığı tarihi izleyen 8 (sekiz) gün içerisinde yerine getirmezse, kullanıcıdan bu anlaşma kapsamında alınan teminat kullanıcının borçlarına mahsup edilir.
Teminatın kullanıcının borçlarına mahsuben kullanılması durumunda, bu anlaşmanın “Teminat Alınması” başlıklı 16 ncı maddesi hükümleri doğrultusunda işlem yapılır.
2.Diğer Masraflar:
Bu Anlaşmadan doğan ya da ileride doğabilecek vergi, resim, harç ve bunlar gibi yükümlülükler ile diğer masrafların tamamı kullanıcıya aittir.
B- Teknik Hükümler:
Veri Sağlama:
Kullanıcı, Kurum tarafından iletim faaliyetine ilişkin olarak onaylanan tarifeler uyarınca hesaplanan bedellere esas fiyatların hesaplanmasına ilişkin talep edilen her türlü bilgi ve belgeyi TEİAŞ’a verir.
2.Ölçü Sistemi ve Ölçü Yeri
Kullanıcının enerji alışına ve verişine ilişkin ölçüm, bir TM’de birden fazla ölçü noktası olması durumunda eş zamanlı olarak yapılır.
Ölçü sistemi ve ölçü noktasına ilişkin hususlar TEİAŞ ile kullanıcı arasında imzalanan Bağlantı Anlaşmasında ve bu Anlaşmanın Ek-1: İletim Sisteminin Kullanılmasına İlişkin Bilgiler kısmında yer alır. Bunlara ek olarak;
a) Ölçü noktasında yer alan sayaçlarla ilgili devreye alma ve periyodik muayene işlemleri Ek-3’e uygun olarak gerçekleştirilir.
b) Taraflardan biri test tarihleri dışında da sayaç veya ölçü devresinden kaynaklı hatalı ölçüm yapıldığını iddia ederse, iddia eden taraf ilgili teçhizatın her iki taraf temsilcilerinin huzurunda test edilmesini isteyebilir. Bu durumda, ilgili teçhizat önceden bildirilen ve üzerinde mutabık kalınan tarihte veya bir tarih üzerinde anlaşılamadığı takdirde bildirim tarihinden itibaren 7 (yedi) gün içerisinde (a) bendinde belirtildiği şekilde test edilir. Test sonucunda ilgili teçhizatın hassasiyet sınıfı içerisinde çalıştığı anlaşılırsa, yapılan bu testin masrafları talepte bulunan tarafça karşılanır, aksi durumda test masrafları hatalı ölçüm yapan teçhizatın sahibi olan tarafça karşılanır.
c) Ölçü noktasında bulunan ana sayacın mührünün kopartıldığı veya sayacın normal ölçüm yapmasına engel olacak mahiyette herhangi bir müdahalenin yapılmış olduğu tespit edilirse veya ana sayaç kayıt yapmıyorsa veya kontrol ve test sonucu ana sayacın yanlış ölçüm yaptığının tespit edilmesi durumunda ana sayacın hatalı ölçüm yaptığı tespit edilen döneme ait verilerin yerine, ölçü noktasında yer alan satışa esas yedek sayaçta kaydedilen veriler kullanılır. Yedek sayacın da mührünün kopartıldığı veya sayacın normal ölçüm yapmasına engel olacak mahiyette herhangi bir müdahalenin yapılmış olduğu tespit edilirse veya yedek sayaç da kayıt yapmıyorsa veya kontrol ve test sonucu yedek sayacın da yanlış ölçüm yaptığı tespit edilirse ilgili mevzuat hükümleri uygulanır.
MADDE 4. MÜCBİR SEBEP HALLERİ:
Mücbir sebep hallerinde Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliğinin ilgili hükümleri uyarınca işlem tesis edilir.
MADDE 5. DEVİR, TEMLİK VE REHİN:
Kullanıcı, bu anlaşma kapsamındaki haklarını veya yükümlülüklerini başkalarına devir, temlik ve rehne konu edemez.
MADDE 6. HİZMET ALIMI:
TEİAŞ ile Kullanıcı, önceden birbirlerinin yazılı onayını almaksızın, bu Anlaşma kapsamındaki yükümlülüklerini hizmet alımı yoluyla başkalarına gördürebilir. Hizmet alımında bulunan Kullanıcı, bu durumu uygulamanın başlamasından en az 3 (üç) iş günü öncesinden TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir. Hizmet alımı yoluna gidilmesi, bu Anlaşma kapsamındaki yükümlülüklerin devri anlamına gelmez.
MADDE 7. GİZLİLİK:
Taraflar, ilgili mevzuatın uygulanması sonucu veya piyasa faaliyetleri veya başka bir yolla sahip oldukları ticari önemi haiz bilgilerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almak ve kendi iştirakleri ve/veya hissedarları olan tüzel kişiler dahil üçüncü şahıslara açıklamamak ve ilgili mevzuat ile öngörülen hususlar dışında kullanmamakla yükümlüdür.
MADDE 8. FERAGAT:
Taraflar yazılı olarak haklarından feragat etmediği sürece; ilgili mevzuat ve bu Anlaşma kapsamındaki hakların kullanılmasındaki gecikme, bu haklarını kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz ve bu haklardan feragat edildiği anlamına gelmez. Bir hakkın kısmen kullanılması, bu hakkın veya başka bir hakkın ileride kullanımını engellemez.
MADDE 9. CEZAİ ŞARTLAR:
Kullanıcının aşağıdaki tabloda belirtilen sistem kullanım ihlallerine sebep olduğunun tespit edilmesi halinde, TEİAŞ ihlalin karşısında düzenlenen cezai şartı uygular. TEİAŞ kaynaklı etkilerden dolayı meydana gelen kullanıcı ihlalleri için cezai şart uygulanmayacaktır.
Bu maddede düzenlenen ve aşağıda A, B, D, E, ve G fıkralarında belirtilen cezai şartların uygulanması için TEİAŞ’ın kullanıcıya önceden herhangi bir ihtarda bulunması gerekmez. Anlaşma ile düzenlenen söz konusu cezai şartlar ihlalin gerçekleşmesi ile uygulanacak olup, bağlantı anlaşması gibi başka anlaşmalardaki hükümlerle ilişkilendirilemez.
TEİAŞ’ın kullanıcıya taahhüt ettiği anlaşma gücüne karşılık gelen kapasiteyi, kullanıcıdan kaynaklanmayan bir nedenle sağlayamaması durumunda, kapasite sağlanamayan süreye karşılık gelen Sistem Kullanım kapasite Bedeli (MW-sabit) kısmı kullanıcıya ödenir. Kullanıcının talebi üzerine TEİAŞ tarafından ödenecek bedeller hakkında sağlanamayan kapasitenin gerçekleştiği TM adı, gün ve saati ile süresini içeren bildirim TEİAŞ tarafından hazırlanır ve 30 gün içerisinde kullanıcıya gönderilir. Kullanıcı bu bilgilere göre iade faturasını düzenleyerek TEİAŞ’a gönderir.
Ancak, üreticiler için lisansında, bağlantı anlaşmasında veya bu anlaşmada tek hatla bağlı olma riskinin kullanıcıya ait olduğunun belirtilmiş olması hali ile üretim/tüketim tesisleri için Bağlantı Anlaşmasında yer alan bağlantı koşulu tamamlanmadan bu tesislerin farklı bir bağlantı şekliyle devreye girmesi halinde, kullanıcıya kapasite sağlanamayan durumlarda herhangi bir bedel iade edilmez.
MADDE 10. EK PROTOKOLLER/EK SÖZLEŞMELER:
Taraflar, karşılıklı mutabakat sağlamaları halinde aralarında mevzuat çerçevesinde bu Anlaşmaya ek olarak ilave ve/veya değişiklik protokolleri/sözleşmeleri yapabilir.
Bu anlaşmanın birinci bölümünde yer alan genel hükümler, Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu kararı ile değiştirilebilir.
MADDE 11. SONA ERME:
Bu anlaşma;
Kullanıcının lisansının iptal edilmesi veya sona ermesi halinde,
TEİAŞ ile kullanıcı arasında imzalanan bağlantı anlaşmasının sona ermesi halinde,
Kullanıcının iflasının kesinleşmesi ve tasfiye memuru atanması hallerinde,
kendiliğinden sona erer.
Kullanıcının bu Anlaşmadan kaynaklanan yükümlülüklerini zamanında yerine getirmemesi hallerinde, bu Anlaşmanın ilgili maddelerinde belirtildiği şekilde TEİAŞ tarafından feshedilir.
Üretim lisansı sahibi kullanıcılar lisansları iptal edilmediği veya sona ermediği sürece bu Anlaşmanın sonlandırılmasını talep edemezler.
Taraflar farklı bir süre üzerinde mutabık kalmadıkları takdirde serbest tüketici vasfını haiz kullanıcıların bu Anlaşmaya konu iletim sistemi kullanımını sona erdirmek üzere TEİAŞ’a yazılı olarak başvurmasından itibaren en geç iki ay içerisinde bu anlaşma sona erer.
Bu anlaşmanın sona ermesi, doğmuş ve/veya doğacak mali yükümlülükleri kaldırmaz.
MADDE 12. KISMİ HÜKÜMSÜZLÜKTE ANLAŞMANIN GEÇERLİLİĞİ:
Bu Anlaşmanın herhangi bir hükmünün, batıl, hükümsüz, geçersiz, uygulanamaz veya mevzuata aykırı olduğu tespit edilirse; bu durum Anlaşmanın geri kalan hükümlerinin geçerliğini kısmen veya tamamen ortadan kaldırmaz.
MADDE 13. ANLAŞMAZLIKLARIN ÇÖZÜMÜ:
TEİAŞ ile kullanıcı bu anlaşmanın hükümleri veya anlaşma hükümlerinde yapılacak değişiklikler üzerinde mutabakata varamazlarsa, oluşan ihtilafların çözümü için öncelikle Kuruma başvuruda bulunabilirler.
Bu anlaşmanın uygulanmasında TEİAŞ ile kullanıcı arasında çıkabilecek anlaşmazlıklarda Ankara Mahkemeleri ve İcra Daireleri yetkilidir.
MADDE 14. BİLDİRİMLER:
Bu Anlaşma uyarınca yapılacak bildirimler, 11.2.1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümlerine uygun olarak yapılır.
TEİAŞ’ın adres değişikliği, resmi internet sayfasında yayımlanarak bildirilir.
MADDE 15. MEVZUATA UYUM:
Bu anlaşmanın yürürlük tarihinden sonraki mevzuat değişiklikleri taraflar için bağlayıcıdır.
MADDE 16. TEMİNAT ALINMASI:
Kullanıcı, bu Anlaşma kapsamındaki ödeme yükümlülüklerinin teminat altına alınabilmesini teminen TEİAŞ’a teminat olarak kesin ve süresiz banka teminat mektubu verir. Alınacak teminat miktarı her koşulda kullanıcının anlaşma tarihindeki anlaşma gücüne göre belirlenen 3 (üç) aylık sabit Sistem Kullanım Bedelinden (MW-sabit) az olamaz.
İletim sistemi kullanım fiyatında herhangi bir sebeple artış olması halinde kullanıcı tarafından verilen teminatlar TEİAŞ tarafından yapılan bildirimi izleyen 30 (otuz) gün içerisinde, ek teminat verilmek sureti ile tamamlanır veya yenilenir. Bu kapsamdaki teminatın süresinde tamamlanmaması veya yenilenmemesi durumunda bu anlaşma TEİAŞ tarafından feshedilerek kullanıcının elektrik enerjisi en az 7 (yedi) gün önceden kullanıcıya bildirimde bulunmak sureti ile TEİAŞ tarafından kesilebilir.
Anlaşma gücü değişikliklerinde teminat miktarı yeniden hesaplanır.
Teminatın bu anlaşmanın 3 üncü maddesi uyarınca kullanıcının borcuna mahsup edilmesi durumunda kullanıcıya yazılı talebin ulaşmasından itibaren 14 (ondört) gün içinde yeni teminat TEİAŞ’a gönderilir. Bu kapsamdaki teminatın süresinde verilmemesi durumunda bu anlaşma TEİAŞ tarafından feshedilerek kullanıcının elektrik enerjisi en az 7 (yedi) gün önceden kullanıcıya bildirimde bulunmak sureti ile TEİAŞ tarafından kesilebilir.
Anlaşmanın sona ermesi halinde kullanıcının doğmuş ve/veya doğacak mali yükümlülüklerini aşan teminat miktarı herhangi bir talep aranmaksızın kullanıcıya iade edilir.
MADDE 17. YÜRÜRLÜĞE GİRME KOŞULLARI:
Bu Anlaşma imzalandığı tarihte yürürlüğe girer.
Ekler:
İletim Sisteminin Kullanılmasına İlişkin Bilgiler,
Kullanıcının Sisteme Bağlantı Koşulu,
Ölçü Sistemleri Devreye Alma Testleri,
Teminatlar.
İKİNCİ BÖLÜM
EK-1
İLETİM SİSTEMİNİN KULLANILMASINA İLİŞKİN BİLGİLER
Lisans No :
Lisans Verilme Tarihi :
Lisans Süresi :
Tesis Adresi :
Tarife Bölgesi :
Transformatör Merkezi/EİH :
Gerilim Seviyesi :
Ölçü Noktası :
Maksimum Alış/Veriş Kapasitesi :
EK-2
KULLANICININ SİSTEME BAĞLANTI KOŞULU
EK-3
ÖLÇÜ SİSTEMLERİ DEVREYE ALMA TESTLERİ VE MUAYENESİ
Bu Ek, devreye alma programına dahil edilecek olan testleri ve kontrolleri belirler.
Ölçü teçhizatı, topraklama ve izolasyon gibi temel testler ile Elektrik Tesisleri Kabul Yönetmeliği ve Elektrik Kuvvetli Akım Tesisleri Yönetmeliğinde belirtilen diğer testlere de tabi tutulur.
1. Ölçü Transformatörleri
Yeni ölçü transformatörleri devreye alınırken TEİAŞ, saha testleri ve denetlemeler ile ilgili olarak aşağıdaki hususları tespit eder ve kayıt altına alır:
(a) Seri numaraları, çevirme oranı, gücü, doyma katsayısı, imal yılı, hassasiyet sınıfı dahil olmak üzere tesis edilen üniteye ait detayları,
(b) Her sekonder sargı için GT ve AT’nin kullanılan çevirme oranı, polaritesi ve ölçü teçhizatını da gösterir prensip şeması.
TEİAŞ mevcut ölçü transformatörleri için, pratikte mümkün olduğu sürece (a) ve (b) bentlerindeki yükümlülükleri gerçekleştirir. Ancak, TEİAŞ her durumda GT ve AT çevirme oranlarını tespit eder ve kayıt altına alır.
2. Ölçü Transformatörleri Bağlantı ve Yükleri
Tüm Ölçü Sistemleri için TEİAŞ, pratikte mümkün olduğu sürece iki yılda bir periyodik muayene işlemleri ile birlikte aşağıdakileri gerçekleştirir:
GT ve AT bağlantılarının doğrulanması,
GT ve AT’lerin her bir ölçü sekonderi için harici devre sekonder yük ölçümlerinin tespit edilip kayıt altına alınması,
AT ve GT’lerin ölçüm hassasiyetinin gerektirdiği en düşük yük değerlerinin standartlara göre (IEC185, IEC186) tespit edilip kayıt altına alınması.
3. Ölçü Sistemi ve Otomatik Sayaç Okuma Sistemi
3.1. Genel Kontroller
Aşağıdaki hususlar sahada veya başka bir yerde (fabrika, referans cihaz, akredite laboratuar gibi) gerçekleştirilebilir:
Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uyarınca gerekli olan ölçüm sistemi detay bilgilerinin kaydedilmesi,
Kayıtlardaki GT ve AT çevirme oranlarının sahadaki oranlarla aynı olduğunun tespit edilip kayıt altına alınması,
Varsa, sayaç test terminal bloklarının sağlıklı çalıştığının tespit edilmesi,
Kablo ve bağlantıların onaylanmış şemaya uygunluğunun tespit edilmesi,
Sayaç bağlantısının enerjinin akış yönüne göre doğru yapılmış olduğunun tespiti,
(f) Yerel veri toplama ünitelerinin doğru çalıştığının ve sayaç ile arasındaki kablajın normal olduğunun tespit edilmesi.
3.2. Saha Testleri
Aşağıdaki testler sahada gerçekleştirilir;
Yukarıdaki 1, 2 ve 3.1 maddeler uyarınca sahadaki daha önceden kontrolü yapılmamış olan kablo ve bağlantıların kontrol edilmesi,
Sayaç/Yerel Veri Toplama Ünitesi’nin koordineli evrensel saate göre doğru ayarlanmış olduğunun tespiti,
Sayaç terminallerindeki gerilim bağlantılarının ve fazların sırasının doğru olduğunun kontrol edilmesi,
Sayaç ilk endeks tespit protokolünün yapılması ve Yerel Veri Toplama Ünitesi’nin kayıt altına alınması,
Her sayaç GT ve AT çevirme oranı da dikkate alınarak mevcut yükte veya harici güç kaynağı vasıtasıyla uygulanan yükte sayaç kaydının doğru olduğunu teyit etmek amacıyla test edilmesi,
Sayaç alarm bilgilerinin fonksiyonlarının kontrol edilmesi,
Kullanıcının aynı trafo merkezinde birden fazla sayacının bulunması halinde, bu sayaçların eş zamanlı ölçüm yapma özelliğinin de kontrol edilmesi.
Sahadaki tüm teçhizatın saha testleri TEİAŞ test prosedürlerine göre yapılacaktır.
3.3 Periyodik Muayene İşlemleri
Periyodik muayene işlemlerinde yapılması gereken işlemler aşağıdaki gibidir.
(a) Sayacın hassasiyet sınırları içinde doğru ölçüm yaptığını teyit etmek amacıyla ilgili standart kriterlerine uygun şekilde test edilmesi,
(b) Ölçü sistemindeki teçhizatın (sayaç, YVTÜ, AT ve GT bağlantılarının) kontrol edilmesi,
(c) Sayacın fiziksel donanımının (ekran, buton, klemens vb.) kontrol edilmesi,
(d) Sayacın periyodik muayene işlemlerinin iki yılda bir kez yapılması.
EK-4
TEMİNATLAR
Anlaşmanın 16. maddesi gereğince hesaplanan tutarda teminat Kullanıcı tarafından TEİAŞ’a sunulur.
TARAFLAR | KANUNİ ADRESLERİ | TEMSİLE YETKİLİ KİŞİLER | TEMSİLE YETKİLİ KİŞİLER
TEİAŞ | Nasuh Akar Mahallesi Türk Ocağı Caddesi
No:12 T Blok
Çankaya/ANKARA | Adı Soyadı
Unvanı | İmzası
TEİAŞ | Nasuh Akar Mahallesi Türk Ocağı Caddesi
No:12 T Blok
Çankaya/ANKARA | Adı Soyadı
Unvanı | İmzası
KULLANICI | Adı Soyadı
Unvanı | İmzası
KULLANICI | Adı Soyadı
Unvanı | İmzası
İhlalin Tanımı | Uygulanacak Cezai Şart
Fider Açma İhlali
TEİAŞ tesislerinde kullanıcının bağlı olduğu fidere arıza intikal ederek kesicinin açması 00.00-24.00 saatleri arasındaki her 4 (dört) açma için ihlalin gerçekleştiği aya ilişkin sistem işletim bedelinin %2’si oranında cezai şart uygulanır. 4’ün (dört) katına ulaşmayan açma sayıları aşağı yuvarlanmak suretiyle hesaba dâhil edilir (Örnek: 11 açma varsa hesaplamada 8 olarak alınır). Günde 4’ün (dört) üzerinde açma olsa dahi ayda toplam 12’nin (on iki) altında kalan açmalar için cezai şart uygulanmaz.
Günlük cezai şart uygulamasında dikkate alınmamış olan açmaların bir ay içerisindeki sayısının toplam 20’nin (yirmi) üzerinde olması halinde, 20’nin üzerinde kalan her bir açma için kullanıcının içinde bulunulan aya ait sistem işletim bedelinin %0,4’ü oranında ilave cezai şart uygulanır (Örnek: bu duruma tekabül eden 30 açma için toplamda 10*%0,4 = %4*sistem işletim bedeli tutarında aylık ilave cezai şart uygulanır).
Test, tekrar kapama ve paralel arıza kapsamındaki fider açmaları bu hesaplamalarda dikkate alınmaz.
B) Anlaşma Gücü Aşım İhlali
Kullanıcının bağlantı noktasında anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi vermesi veya bağlantı noktasından anlaşma gücünün üzerinde elektrik enerjisi alması | Kullanıcının bağlantı noktasında sisteme verdiği gücün veya sistemden aldığı gücün anlaşma gücünü aşması halinde aşımın gerçekleştiği ay için aylık olarak cezai şart uygulanır.
Cezai şart, aşım miktarının aylık sistem kullanım tarifesinin sabit bileşeni (TL/MW) ile çarpılması sonucu bulunan tutarın 2 katı olarak uygulanır.
C) Kullanıcının Bozucu Etki İhlali
İletim Sistemi Sistem Bağlantı Anlaşmasında ve ilgili mevzuatta belirtilen bozucu etkilere ilişkin sınır değerlerin ilgili kullanıcı kaynaklı aşıldığının tespit edilmesi üzerine yapılan uyarı bildiriminden itibaren güç kalitesi parametrelerinde iyileştirme yapmak için ilave teçhizat tesis etmek üzere verilen 12 ay içerisinde bu ihlalin sonlandırılmaması | Kullanıcıya verilen sürenin bitiş tarihinden itibaren ihlalin devam ettiği her gün için o aya ilişkin sistem işletim bedelinin % 2’si oranında cezai şart uygulanır. Cezai şart 00.00 - 24.00 saatleri arasında bir defadan fazla uygulanmaz. Bir ayda uygulanacak toplam cezaî şart tutarı ilgili aya ilişkin sistem işletim bedelinin %50’sini geçemez.
D) Acil Durum Yük Atma/Alma İhlali
İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler için acil yük düşme talimatlarına uyulmaması, üreticiler için acil durum yük düşme ve ilave (emre amade kapasitesi bulunmak kaydıyla) yüklenme talimatlarına uyulmaması | Kullanıcıya, ihlalin gerçekleştiği her gün için o aya ilişkin sistem işletim bedelinin % 10’u oranında cezai şart uygulanır. Cezai şart 00.00-24.00 saatleri arasında bir defadan fazla uygulanmaz. Bir ayda uygulanacak toplam cezaî şart tutarı ilgili ayın sistem işletim bedelinin % 50’sini geçemez.
E) İşletme ve Emniyet Kuralları İhlali
Kullanıcının ilgili mevzuatta tanımlanan emniyet tedbirlerini almaması, yanlış manevrası, test ve işletme hatası veya teçhizat arızası gibi nedenlerle şebeke işletmeciliğini tehlikeye atması | İhlal başına ihlalin gerçekleştiği tarihteki tarifesi en yüksek bölgeye ait yıllık üretim sabit sistem kullanım tarifesinin 4 katı tutarında cezai şart uygulanır.
F) SCADA Sistemi Arıza ve Eksiklik İhlali
a)İlgili mevzuat ve Bağlantı Anlaşması kapsamında temin ve tesis edilmesi gereken iletişim, TEİAŞ SCADA sistemine bağlantı, sekonder frekans kontrolü (SFK), güç kalitesi ölçüm sistemi ve diğer izleme sistemleri ile ilgili teçhizatın/sistemlerin kurularak tesis edilmemesi ve/veya servise alınması konusundaki eksikliklerin giderilmemesi,
b)İşletmede olan tesislerde ise kullanıcıya ait arızalı veya uygun olmayan iletişim SCADA, SFK , güç kalitesi ölçüm sistemi diğer izlem sistemlerinin TEİAŞ’ın yazılı uyarısına rağmen 1 (bir) ay içerisinde onarılmaması/değiştirilmemesi veya bu durumu ile kullanılmaya devam edilmesi | a) Yükümlü olunan tesis etme ve servise alma işlemlerinin tamamlanmamış olması halinde ihlalin devam ettiği her gün için o aya ilişkin sistem işletim bedelinin % 2’si oranında cezai şart uygulanır.
b) İşletmede olan tesislerde yapılması gerekli olan onarım/değişiklik işleri için TEİAŞ tarafından kullanıcıya 1 (bir) ay süre verilir. Sürenin bitiminden itibaren gerekli onarımın/değişikliğin yapılmayıp ihlalin devam ettiği her gün için kullanıcıya o aya ilişkin sistem işletim bedelinin % 2’si oranında cezai şart uygulanır.
Uygulanacak cezai şart, cezai şart uygulamasına başlanıldığı tarihten itibaren ilk 3 (üç) ay için aylık toplamda ilgili aya ilişkin sistem işletim bedelinin % 20’sini geçemez.
Arızanın onarıldığının tespiti ve/veya servise alma işlemi için test gerekmesi halinde test, kullanıcının TEİAŞ’a başvurusundan itibaren 1 (bir) ay içerisinde gerçekleştirilir. Aksi halde testin bitimine kadar cezai şart uygulanmaz.
G) Reaktif Yük İhlali
İletim sistemine doğrudan bağlı tüketiciler ve dağıtım lisansına sahip tüzel kişiler tarafından aylık olarak iletim sisteminden çekilecek endüktif reaktif enerjinin veya verilecek kapasitif reaktif enerjinin, aktif enerjiye oranının ilgili mevzuata uygun olmaması | Kullanıcının ihlal değerlendirmesi yapılan ölçü noktaları esas alınarak belirlenen aylık toplam tüketim miktarına tekabül eden sistem işletim bedelinin % 40’ı oranında aylık cezai şart uygulanır. TEİAŞ tarafından sistem ihtiyacı için konulan kapasitör fider sayaç değerleri cezai şartın hesaplanmasında dikkate alınmaz. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5e15e87d22438.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10973 Karar Tarihi: 12/05/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 12/05/2022 tarihli toplantısında; 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun kapsamında, 2021 yılına ait Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Satış Fiyatının (TORETOSAF) 51,47 kr/kWh olarak belirlenmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5e37494877749.docx | 21 Şubat 2015 CUMARTESİ | Resmî Gazete | Sayı : 29274
YÖNETMELİK | YÖNETMELİK | YÖNETMELİK
Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünden:
ELEKTRİK PİYASASINDA ÜRETİM FAALİYETİNDE BULUNMAK ÜZERE
SU KULLANIM HAKKI ANLAŞMASI İMZALANMASINA İLİŞKİN
USUL VE ESASLAR HAKKINDA YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine göre piyasada faaliyet gösteren veya gösterecek tüzel kişiler tarafından hidroelektrik enerji üretim tesisleri kurulması ve işletilmesine ilişkin üretim lisansları için DSİ ve tüzel kişiler arasında düzenlenecek su kullanım hakkı anlaşması ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılmakta olan barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim tesisleri kurulabilmesine ilişkin başvurularda uygulanacak usul ve esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine göre piyasada faaliyet gösteren veya gösterecek tüzel kişiler tarafından, hidroelektrik enerji üretim tesisleri kurulması ve işletilmesine ilişkin DSİ ve tüzel kişiler arasında imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmasında yer alması gereken hükümler, su kullanım hakkı anlaşmasının imzalanmasına, yenilenmesine, tadiline, sona ermesine dair usul ve esaslar ile su kullanım hakkı anlaşması imzalayacak tüzel kişilerin yükümlülükleri ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılmakta olan barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim tesisleri kurulabilmesine ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 6200 sayılı Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünün Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Maksatlı Kullanımına İlişkin Kanun ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bakanlık: DSİ’nin bağlı olduğu bakanlığı,
b) Belediye: İlgili Belediyeleri veya ilgili büyükşehir belediye meclislerinin alacağı kararla yetki vermesi halinde kendisine bağlı su ve kanalizasyon idarelerini,
c) ÇED: Çevresel Etki Değerlendirmesini,
ç) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
d) EPDK: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
e) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
f) İl Özel İdaresi: Üretim tesisinin kurulacağı yerin il özel idaresini veya il özel idaresi bulunmayan yerlerde Yatırım İzleme ve Koordinasyon Başkanlığını,
g) Komisyon: Çoklu başvurularda seçim işlemini yürütmek üzere DSİ Genel Müdürünün onayıyla biri başkan olmak üzere en az beş asil dört yedek üyeden teşekkül eden seçim komisyonunu,
ğ) Lisans: Bir tüzel kişinin piyasada faaliyet gösterebilmesi için Elektrik Piyasası Kanunu uyarınca EPDK’dan almak zorunda oldukları izni,
h) Ortak Tesis: Enerji üretimi yanında sulama suyu, içme ve kullanma suyu temini ve taşkın koruma gibi birden fazla maksada hizmet eden tesisi,
ı) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için EPDK tarafından verilen belirli süreli izni,
i) Piyasa: Elektrik Enerjisi Piyasasını,
j) Su Kullanım Hakkı Anlaşması: Hidroelektrik enerji üretim tesislerinin su kullanımına ilişkin işletme esaslarını ve DSİ’ye ödenecek bedellerin ödeme şeklini belirleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre DSİ ile şirket arasında akdedilen anlaşmayı,
k) Şirket: Su Kullanım Hakkı Anlaşması yapmak için başvuran anonim veya limited şirketi,
l) Toplantı: Hidroelektrik kaynak katkı payı teklif verme toplantısını,
m) TÜİK: Türkiye İstatistik Kurumunu,
n) Yİ-ÜFE: Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan Yurt İçi Üretici Fiyat Endeksini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer tanım ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Proje Listeleri, Müracaat Esasları ve Müracaatların İlanı
Proje listelerinin ilanı
MADDE 5 – (1) DSİ ve tüzel kişiler tarafından geliştirilen ve bu Yönetmelik kapsamında müracaat edilebilecek hidroelektrik enerji projelerine ilişkin listeler, proje safhalarına göre DSİ’nin internet sayfasında sürekli olarak yayımlanır ve güncellenir. Söz konusu listeler DSİ tarafından ilgili kurum ve kuruluşlara da gönderilebilir. Listelerde; projelerin durumları ve projelere ilişkin başvuru bilgileri yer alır.
(2) Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılan baraj, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularının ilanı, ilgili mevzuatta belirtilen usuller çerçevesinde yapılır.
Müracaat esasları
MADDE 6 – (1) Bu Yönetmeliğin 5 inci maddesi kapsamında ilan edilen DSİ ve tüzel kişi projelerine, su kullanım hakkı anlaşması yapmak üzere süresi içinde DSİ’ye müracaat edilir. DSİ projelerine müracaat sırasında dilekçe ekinde;
a) DSİ internet sayfasında ilan edilen müracaat şartlarında belirtilen ve projenin özelliğine göre istenen belgeler,
b) Şirketin şirket sözleşmesi veya esas sözleşmesi ile tadillerinin yayınlandığı ilgili Ticaret Sicil Gazetesi,
c) Şirketin tebligata esas kanuni tebligat ve elektronik tebligat adresleri,
ç) İmza sirküleri ve imza beyanı ve yetki belgelerinin noter tasdikli örnekleri,
d) Her yıl tutarı DSİ tarafından belirlenip ilan edilen en az üç yıl süreli geçici teminat mektubu,
e) Ek-3A formatında basılı ve CD ortamında hazırlanmış fizibilite raporu (5 kopya),
f) Fizibilite kontrol ücretinin yatırıldığına ilişkin dekont,
g) Ek-5 Taahhütnamede belirtilen hususlar çerçevesinde yatırılması gereken hizmet bedelinin yatırıldığına ilişkin dekont,
sunulur.
(2) Tüzel kişiler tarafından geliştirilen projelerde ilk başvuru esnasında, birinci fıkrada istenilen belgelerden (e), (f) ve (g) bentleri dışındaki tüm belgeler EK-4 ön başvuru raporu ve kontrol ücretiyle beraber teslim edilir. Bu projelerin DSİ tarafından üzerinde çalışılan fakat rapora bağlanmamış projeler ile çakışması durumunda DSİ çalışmalarının tamamlanmasına kadar müracaat kabul edilmez veya onaylanmaz.
(3) Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılan baraj, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik kapsamında kurulmak üzere, sermayesinin yarısından fazlası belediyeye ait olan tüzel kişilerce il özel idarelerine yapılan başvuru dilekçesi ekinde birinci fıkranın (b), (c), (ç), (d), (f) bentlerinde belirtilen evraklar ile;
a) Ek-3B formatında basılı ve CD ortamında hazırlanmış fizibilite raporu (5 kopya),
b) Su isale hattı veya atık su hatları üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda, tesisin kurulup işletilmesine ilişkin ilgili belediyeler arasında yapılacak protokol,
sunulur.
(4) Üçüncü fıkra kapsamında başvuru yapacak şirketin sermayesinin tamamı belediyeye ait olması halinde başvuru esnasında geçici teminat mektubu şartı aranmaz ve şirket Ek-2 ve Ek-5’de belirtilen bedellerden de muaf tutulur.
(5) Enerji üretimini de ihtiva eden çok ya da tek maksatlı veya enerji üretimini kapsamayan tek veya çok maksatlı olarak planlanmış projelere, proje kapsamında ortak tesisleri inşa halinde olan ve enerji tesisi ile ilgili kısımlarının DSİ tarafından iki yıl içerisinde tamamlanması öngörülen projeler ile elektrik üretim tesisi yapılmasına engel teşkil etmeyen kısımları tamamlanmış projelere ve DSİ tarafından uygun görülen projelere müracaat edilebilir. Bu durumda, ortak tesislere ilişkin yapılmış harcamalar ile geriye kalan işlerin bedeli toplamından ortaya çıkacak bedel üzerinden enerji payına isabet eden miktar hesaplanarak bu Yönetmelik hükümleri uygulanır. Herhangi bir sebeple ortak tesis inşaatının Şirketin enerji projesi ile eş zamanlı olarak tamamlanamaması durumunda Şirket, DSİ’den herhangi bir sebeple tazminat ve hak talebinde bulunamaz.
(6) 6446 sayılı Kanun kapsamında kurulmuş ve kurulacak olan hidroelektrik santraller için imzalanan su kullanım hakkı anlaşması hükümleri çerçevesinde DSİ’ye ödenecek olan enerji hissesi katılım payının hesabında esas alınacak tesis bedeli:
a) 2886 sayılı Devlet İhale Kanununa göre ihale edilen işler için tek veya çok maksatlı tesislerde tesisin ihaleye esas ilk keşfi;
1) Enerji tesisini ihtiva ediyorsa, tesisin DSİ tarafından yapılan kısmın ilk keşif bedeli,
2) Enerji tesisini ihtiva etmiyorsa, ortak tesise ait ilk keşif bedeli,
Yİ-ÜFE ile su kullanım anlaşmasının yapıldığı tarihe getirilmiş olan bedele, bu bedelin %30’u ilave edilmek suretiyle bulunan tutarı geçemez ve (2) numaralı alt bent kapsamına giren tesislerde, DSİ tarafından enerji tesisine harcanan miktar var ise Yİ-ÜFE ile hesaplanarak ayrıca enerji hissesi katılım payına ilave edilir. İlk keşif bedelinin güncellenmesinde, 8/9/1983 tarihli ve 2886 sayılı Devlet İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde keşif yılının ocak ayında yayınlanan Yİ-ÜFE değeri, imzalanan su kullanım hakkı anlaşmalarında bedel belirlenmişse bu bedelin hesabında kullanılan Yİ-ÜFE değeri esas alınır.
b) 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde teklif tutarı, bu tutarın güncellenmesinde ise teklifin yapıldığı tarihten bir önceki ayın Yİ-ÜFE değerleri esas alınır. Teklif tutarıyla bitirilemeyen işlerde gerçekleşme miktarı esas alınır. İhale kapsamında teklif tutarı içerisinde ortak tesislere ait olmayan kalemlerin de bulunması ve bu kalemlerin bedel olarak ayırt edilememesi durumunda, işin sonunda kesin hesabın çıkarılmasına müteakip ortak tesisler için yapılan harcamaların toplamı tesis bedeli olarak dikkate alınır.
c) Proje kapsamında ortak tesisler ile ilgili kamulaştırmalar için yapılmış ve yapılacak olan ödemelerin Yİ-ÜFE ile su kullanım anlaşması tarihine getirilmiş bedelinin enerji hissesine düşen miktarının tamamı şirket tarafından ödenir.
(7) DSİ tarafından kesin projesi veya planlaması hazırlanmış olan çok maksatlı olarak planlanmış mutasavver projeler kapsamında hidroelektrik enerji üretim tesisi kurulmasının talep edilmesi ve bu talebin DSİ tarafından uygun görülmesi halinde ortak tesisin tamamı şirket tarafından DSİ’nin teknik kontrollüğünde ve DSİ ile şirket arasında yapılacak bir protokol çerçevesinde geliştirilir ve inşa edilir. Bu durumda şirket; bu Yönetmelik kapsamındaki sürelerden, Ek-2’de belirtilen havza hidrolojik gözlem, değerlendirme ve kontrol hizmet bedeli hariç diğer bedellerden ve Ek-5’teki taahhütnameden muaf tutulur.
(8) Yedinci fıkra kapsamındaki proje başvurularında şirket DSİ’den ortak tesis yatırımı ile ilgili katılım payı talep edemez. Bu Yönetmelik hükümlerine göre tanzim edilmiş anlaşma ve taahhütlerin uygulanmasında ilan edilen hizmet maksatları esas alınır.
(9) DSİ tarafından;
a) Geliştirilerek işletmeye alınmış enerji maksadı olmayan depolamalı veya depolamasız tesislerden yararlanarak enerji üretmek gayesiyle su kullanım hakkı anlaşması yapmak üzere DSİ’ye müracaat edilebilir.
b) İçinde içme, kullanma suyu temini maksadı bulunacak şekilde planlanan ve ortak tesisi 5 inci fıkra kapsamında DSİ tarafından inşa edilen/edilmekte olan barajlar ile Belediyeler tarafından inşa edilen barajlardan DSİ’ce uygun görülenlerin mansabındaki enerji üretim tesisini kurmak için ilgili Belediye veya su isale hattı üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda ilgili belediyeler arasında yapılacak protokol çerçevesinde sermayesinin yarısından fazlası belediyeye veya belediyelere ait olan tüzel kişilerce Su Kullanım Hakkı Anlaşması yapmak üzere DSİ’ye başvuru yapılması ve bu başvurunun DSİ’ce uygun bulunması halinde ilgili tüzel kişi ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanır.
(10) 4628 sayılı Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce elektrik üretim faaliyetinde bulunmuş, ancak anılan Kanunun yürürlük tarihinden sonra çeşitli sebeplerle üretim faaliyetinde bulunamamış veya dağıtım sistemine bağlanamamış atıl hidroelektrik santrallerin hak sahiplerinin müracaatlarının değerlendirilebilmesi için; başvuruyu yapan tüzel kişinin hidroelektrik santral üzerindeki hak sahipliğini gösterir belgeler, hak sahipliği konusunda ihtilaf olması halinde ilgililer arasındaki ihtilafın giderildiğine dair belge, hidroelektrik santralinde mevcut ya da varsa yapılmak istenen revizyona göre Ek-4 formatında basılı ve CD ortamında 3 kopya hazırlanmış rapor istenir. DSİ tarafından havzadaki mevcut projelere etkisi ve hak sahipliği şartı açısından gerekmesi halinde ilgili kurum ve kuruluşların da görüşünü alarak incelenen başvurunun uygun bulunması durumunda ilana çıkılmaksızın şirketten birinci fıkranın (b), (c), (ç), (d) ve (f) bentlerinde belirtilen belgeler ve EK-3 formatında basılı ve CD ortamında 5 kopya hazırlanmış fizibilite raporu istenir.
(11) Onuncu fıkra kapsamında başvurusu yapılan hidroelektrik santralin üretime hazır revizyon gerektirmeyen bir hidroelektrik santral olması ve bu durumun DSİ tarafından teyit edilmesi durumunda başvuru evraklarının sunulmasına müteakip su kullanım hakkı anlaşması imzalanarak proje lisans işlemleri için EPDK’ya yönlendirilir.
(12) Onuncu ve onbirinci fıkra kapsamında uygun bulunan projeler için Anlaşmanın yapıldığı yıldan başlamak üzere 1 kuruş/kWh bedelle bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen hususlar çerçevesinde ilgili şirket ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanır.
Müracaatların ilanı ve taahhütname alınması
MADDE 7 – (1) Su kullanım hakkı anlaşması yapılmak üzere DSİ’ye müracaat eden şirket veya şirketler, Ek-2’de belirtilen ve DSİ’ye ödenmesi gereken hizmet bedellerinin ödendiğine ilişkin belgeleri, Ek-5’de yer alan taahhütname ile birlikte DSİ’ye ibraz eder.
(2) Başvurunun uygun bulunması durumunda yapılan ilk müracaat, DSİ internet sayfasında yayımlanır ve otuz gün boyunca proje diğer müracaatlara da açık tutulur. Son günün hafta sonu ya da resmi tatile rastlaması durumunda takip eden ilk mesai gününün bitimine kadar müracaat kabul edilir. Otuz gün sonunda kesinleşen müracaatlar ayrıca DSİ internet sayfasında yayımlanır.
(3) Lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvuruları, 6 ncı maddenin dokuzuncu fıkrasının (b) bendi ile onuncu fıkrası kapsamında başvurusu yapılanlar DSİ internet sayfasında ilan edilmez.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Fizibilite Raporu
Fizibilite raporlarının hazırlanması ve teslimi
MADDE 8 – (1) DSİ tarafından geliştirilen projelere müracaat olması halinde, şirketler Ek-3A’da belirtilen esaslar dâhilinde hazırlayacakları fizibilite raporlarını DSİ’ye teslim ederler.
(2) Fizibilite ve/veya kesin projesi hazır olan projeler ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı işletilen barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularında DSİ tarafından gerekli görülmesi durumunda, fizibilite raporu istenir.
(3) Birinci fıkra kapsamındaki projeye birden fazla müracaat olması halinde fizibilite raporları incelendikten sonra fizibilitesi uygun bulunanlar arasından, 10 uncu maddede belirtilen esaslar dahilinde yapılan Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı toplantısında su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazanan şirkete, Ek-3’te belirtilen format doğrultusunda detaylı/güncellenmiş fizibilite raporu hazırlaması için yazı yazılır. Yazının tebliğ tarihinden itibaren doksan günü geçmeyecek bir süre için şirkete fizibilite raporu teslim tarihi verilir. Projeye başvuru esnasında alınan kontrol ücreti bu raporun incelenmesi için de geçerli olup ayrıca kontrol ücreti talep edilmez.
(4) Şirket, projenin bulunduğu havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile havzadaki mevcut ve gelecekteki bütün ihtiyaçları, menba gelişimi ve mansap su haklarını göz önünde bulundurarak son yılları da kapsayan hidrolojik verilere göre tadil çalışmalarını yapar. Şirket tarafından hazırlanan fizibilite raporu beş nüsha olarak hem yazılı hem de CD ortamında DSİ’ye teslim edilir. Hazırlanan fizibilite raporunun ilk sayfasında Ek-7’de verilen formatta Yönetici Bilgilendirme Formu yer alır.
(5) DSİ projeleri dışında tüzel kişiler tarafından geliştirilen yeni projeler için şirket, Ek-4’te belirtilen format doğrultusunda bir ön rapor hazırlayarak DSİ’ye müracaat eder. Hazırlanan ön raporun ilk sayfasında Ek-8’de verilen formatta Yönetici Bilgilendirme Formu yer alır. DSİ, teklif edilen projenin mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile ilişkisi açısından değerlendirmesini yapar, müracaatın uygun görülmesi halinde ve 7 nci maddenin ikinci fıkrasında belirtilen işlemlerin gerçekleştirilmesinden sonra, şirketten/şirketlerden Ek-3’te belirtilen esaslar dâhilinde fizibilite raporu hazırlanmasını ister.
(6) Beşinci fıkra kapsamında ilan edilen projeye birden fazla müracaat olması halinde DSİ tarafından yazının şirketlere tebliğ tarihinden itibaren doksan günü geçmemek üzere aynı fizibilite raporu teslim tarihi verilir ve bütün fizibilite raporları aynı tarihte teslim alınır.
(7) Şirket veya şirketler, projenin bulunduğu havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile havzadaki mevcut ve gelecekteki bütün ihtiyaçlar, menba gelişimi ve mansap su hakları göz önünde bulundurularak son yılları da kapsayan hidrolojik verilere göre belirtilen format doğrultusunda fizibilite raporunu hazırlar ve beş nüsha olarak yazılı ve CD ortamında konuya ilişkin yazının kendisine tebliğ tarihinden sonra doksan günü geçmemek üzere DSİ tarafından verilen süre içerisinde teslim eder.
(8) Altıncı ve yedinci fıkrada belirtilen hususlar çerçevesinde şirket veya şirketler tarafından fizibilite raporunun teslim edilmediği takdirde veya teslim edilen fizibilite raporunun yeterli bulunmaması halinde şirket veya şirketlere durum gerekçeleri ile eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir ve bu projelerden DSİ tarafından uygun bulunanlar yeniden başvuruya açılır.
(9) Şirket tarafından fizibilite raporu hazırlanma safhasında; havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile mansap su haklarına ilişkin konular etüt edilir. Bu konularda DSİ’den bilgi talebinde bulunulması halinde, eldeki bilgiler DSİ tarafından şirkete temin edilir.
(10) Dördüncü ve dokuzuncu fıkra kapsamında hazırlanacak fizibilite raporunda havzanın özelliğine ve olabilecek gelişmesine bağlı olarak öngörülemeyen ancak ileride oluşabilecek ihtiyaçlar için meteorolojik şartlardan kaynaklanabilecek azalmalar dikkate alınmaksızın yıllık ortalama suyun DSİ’ce belirlenecek oranı şirket tarafından dikkate alınır.
(11) Şirket veya şirketler yapılacak fizibilite revizyonu ve fizibilite çalışmalarında, DSİ formülasyonuna göre teknik, ekonomik ve çevresel açıdan üstünlüğünün ve yapılabilirliğinin ortaya konulması veya ilave hidrolojik değerler ile yapılan hesaplamalar çerçevesinde proje temel karakteristiklerinde değişiklikler oluşması halinde farklı formülasyon teklifinde bulunabilir.
(12) Onbirinci fıkra kapsamında projelerinde revize yapılması talep edilen ve DSİ projesi formülasyonuna göre farklı formülasyon teklifinde bulunan şirket veya şirketlerin tekliflerinin DSİ tarafından kabul edilebilir bulunmaması halinde şirket veya şirketlere durum DSİ tarafından gerekçeleri ile birlikte bildirilir. Şirket yazının tebliğ tarihinden itibaren doksan gün içerisinde tadil edilmiş fizibilite raporunu DSİ’ye teslim eder.
(13) Üçüncü, yedinci ve onikinci fıkralarda belirtilen sürenin sonunda şirketin veya şirketlerin ilave süre talep etmesi halinde, bu süre, DSİ tarafından proje ile ilgili gerekçelerin uygun bulunması durumunda toplamda doksan günü geçmemek üzere uzatılabilir. Aksi takdirde bu şirket veya şirketlerin başvurusu reddedilmiş sayılır.
(14) Şirket veya şirketler tarafından sunulan fizibilite raporunun değerlendirilmesi sonucu veya şirketlerin talebi üzerine DSİ tarafından fizibilite raporunun revize edilmesi istenebilir. Revize fizibilite raporunun hazırlanması ve tesliminde bu maddede belirtilen ve şirkete yazılan yazıdaki hususlar dikkate alınır.
Fizibilite raporlarının değerlendirilmesi
MADDE 9 – (1) Fizibilite raporunun değerlendirilmesi safhasında genel olarak; projenin havzadaki tahsisli sular da dikkate alınarak DSİ ve tüzel kişilerce geliştirilen mevcut, inşa halinde ve mutasavver projelerine etkisi ve ilişkisi, hidrolojisi, optimizasyonu, teknik ve ekonomik yönden yapılabilirliği incelenir.
(2) Şirket tarafından hazırlanan fizibilite raporu kapsamında olabilecek yetersiz etüt ve değerlendirmelerden dolayı ilerideki safhalarda hidrolojik, jeolojik, teknik, çevresel, sosyal ve ekonomik yönden oluşabilecek her türlü olumsuz sonuçtan yalnız şirket sorumludur.
(3) Şirket tarafından DSİ’ye teslim edilen fizibilite raporu, DSİ’ce en fazla doksan gün içerisinde değerlendirilerek DSİ görüşü oluşturulur. Değerlendirme sonucunda fizibilite raporu kabul edilebilir bulunmayan şirket veya şirketlere durum gerekçeleri ile birlikte eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir.
(4) DSİ tarafından yapılan değerlendirme sonucu raporun kabul edilmesine engel teşkil etmeyecek eksikliklerin tespit edilmesi ve ayrıca;
a) Fizibilite raporunda öngörülen proje formülasyonunda (teklif edilen tesislerin konumları, kapasiteleri, boyutları gibi); planlama, ÇED, kati proje, uygulama projesi, inşaat ve işletme safhalarında şirket tarafından yapılan çalışmalardan kaynaklı mevcut formülasyon, kotlar ve su temin hesaplarında muhtemel bir değişiklik söz konusu olması ve bu değişikliklere yönelik DSİ'nin uygun görüşünün alınması halinde,
b) Havzada DSİ veya başka kurum ve kuruluşlarca yürütülen çalışmaların fizibilite raporunda revizyon gerektirmesi durumunda, şirketin yazılı talepte bulunması ve talebin DSİ’ce uygun görülmesi halinde
revize fizibilite raporu istenebilir.
(5) Aynı projeye birden fazla şirketin başvurması halinde, şirketlerin tamamının fizibilite raporlarının kabul edilmemesi veya projeye tek şirketin başvurması ve fizibilite raporunun kabul edilmemesi veya şirketin vazgeçmesi durumunda proje DSİ tarafından yapılacak değerlendirme sonucu uygun görülmesi halinde mevcut veya yeni formülasyona göre yeniden müracaata açılır.
(6) Fizibilite/revize fizibilite raporu hazırlanması ile fizibilite değerlendirilmesine ilişkin bütün süreler projenin özelliğine göre DSİ tarafından en fazla bir katı kadar artırılabilir ve bu durum şirketlere eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir. DSİ tarafından belirtilen sürenin sonuna kadar fizibilite/revize fizibilite raporu değerlendirilmesinin tamamlanamaması durumunda şirket DSİ’den herhangi bir hak talebinde bulunamaz.
(7) Belediyeler tarafından işletilen barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularına ilgili mevzuatta belirtilen süreler içerisinde DSİ tarafından gerekirse ilgili kurumların da görüşü alınarak yapılacak değerlendirme sonucu başvurunun uygun bulunması durumunda üretim tesisinin yapımının su rejimi açısından uygun bulunduğuna dair DSİ görüşü şirket ile imzalanacak Ek-10 Su Kullanım İzin Belgesi ile beraber başvurunun yapıldığı yerin il özel idaresine bildirilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Toplantısının Yapılması ve
Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının İmzalanması
Çoklu müracaatlarda su kullanım hakkı anlaşması imzalanacak şirketin belirlenmesi
MADDE 10 – (1) 7 nci maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde ilan edilen projeye çoklu müracaat olması ve DSİ’ye sunulan birden fazla şirkete ait fizibilite raporlarının DSİ tarafından kabul edilebilir bulunması halinde, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 29 uncu maddesinin 1 inci fıkrası gereğince proje için su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazanacak şirket, aşağıdaki usullere göre belirlenir:
a) Fizibilitesi, DSİ tarafından kabul edilebilir bulunan şirketlere belirlenen gün ve saatte tekliflerini vermeleri için davet yazısı ile hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formu (Ek-6) eş zamanlı gönderilir.
b) Şirketler tekliflerini kapalı zarf içerisinde belirtilen gün ve saatte DSİ’ce belirlenen adrese teslim ederler. Dış zarf içerisinde;
1) Şirket unvanı altına şirketi temsil ve ilzama yetkili kişiler tarafından imzalanmış ve kaşelenmiş hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf,
2) 6 ncı maddenin birinci fıkrasının (b), (c) ve (ç) bentlerinde belirtilen ve başvuru dosyasında sunulan evrakların tevsik ettiği duruma ilişkin değişiklik hasıl olması halinde değişikliğe ilişkin evraklar bulunur. Geçici teminat mektubuna ilişkin olarak davet yazısında belirtilen hususlar dikkate alınır.
c) Zarflar teslim edildikten sonra şirketler tekliflerini değiştiremezler.
ç) Zarflar komisyon tarafından şirket yetkililerinin huzurunda açılır ve ilk dış zarf açıldıktan sonra gelen şirket teklifleri kabul edilmez.
d) Dış zarf açıldıktan sonra zarfın içerisinde sunulan belgelerden eksik, uygun olmayan veya değişenin tespit edilmesi halinde Komisyon Başkanı tarafından bunların hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf açılmadan önce şirket yetkilisinden tamamlanması istenir. Şirketlerin teklif zarfları açılmaya başlamadan önce eksik, uygun olmayan veya değişen belge/belgelerin tamamlanamaması halinde hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf açılmadan teklif geçersiz sayılır.
e) Teklif formunda, rakam ve yazı ile yapılan teklif miktarının farklı olması halinde, yazılı miktar esas alınır.
f) Geçerli bulunan teklifler en yüksekten en düşüğe doğru sıralanır, en yüksek teklifi veren şirketin su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazandığı belirlenir.
g) En yüksek teklifi eşit olarak birden fazla şirketin vermesi halinde, en yüksek eşit teklifi vermiş olanlardan aynı oturumda kapalı zarf ile birinci tekliften daha az olmamak kaydı ile yeniden teklif alınır. Yeniden teklif alınması durumunda, teklif vermeye yetkili şirket yetkilisinin bulunmaması halinde, şirketçe herhangi bir hak ve yeni teklif verme talebinde bulunulamaz.
ğ) Kapalı zarf ile teklif verme toplantısına, davet edilen şirketlerden sadece birinin katılması ve bu şirket temsilcisinin zarf içerisinde sunduğu yukarıda belirtilen belgelerin ve geçici teminatın geçerli olduğunun tespiti halinde, söz konusu şirketin vermiş olduğu teklifteki oran komisyonun önerisi üzerine DSİ Genel Müdürünün onayı ile kabul edilebilir.
h) Kapalı zarf usulü ile belirlenen en yüksek teklif sahibi ve diğer teklif sahibi şirketler bir tutanakla tespit edilir ve tutanakta;
1) Seçim işlemine dayanak oluşturan komisyon kurulması Oluruna,
2) Toplantı ve karar işlemlerine,
3) Davet edilen şirketler, kapalı teklif toplantısına evrak sunan şirketler ile en yüksek hidroelektrik kaynak katkı payını teklif eden şirkete ilişkin bilgilere,
4) Komisyon tarafından ilave edilmesinde yarar görülen diğer hususlara ilişkin bilgilere
yer verilir.
Hidroelektrik kaynak katkı payı teklifinin verilmesi ve güncellenmesi
MADDE 11 – (1) Verilen tekliflerin 1000 TL/MW ve katları olması zorunludur.
(2) Tekliflerde kurulu gücü 1 MW’ın altında olsa bile alt sınır değeri 1000 TL/MW olup bu değerin altında verilen teklifler geçersiz sayılır.
(3) DSİ’ce geliştirilen projeler için DSİ internet sitesinde başvuruya açılan proje bilgilerinde belirtilen kurulu güç, tüzel kişilerce geliştirilen projeler için ise DSİ internet sitesinde toplantı tarihlerinin ilan edildiği proje bilgilerinde belirtilen kurulu güç, ödemeye esas toplam kurulu güç olarak dikkate alınacaktır.
(4) Şirket tarafından proje kapsamında yapılacak çalışmalar sonucu kurulu güçte meydana gelecek artış veya azalış, ödenmesi taahhüt edilen birim megavat başına katkı payı tutarının hesaplanmasında dikkate alınmaz.
(5) Katkı payı ödemesi tutarının hesaplanmasında aşağıdaki formül uygulanır. Katkı payı bu formüle göre lisans süresi sonuna kadar her yıl tahsil edilmeye devam edilir:
Yıllık hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Tutarı= PxTxK
T= Birim MW kurulu güç başına hidroelektrik kaynak katkı payı teklifi (TL)
P = Tesisin ilan edilen toplam MW kurulu gücü
K = Güncelleştirme katsayısı
K = K1/K3
K1 = Ödemeye esas üretim yılında gerçekleşen Yıllık Ortalama Piyasa Takas Fiyatı (Kr.)
K3 = Teklifin verildiği yılda gerçekleşen Yıllık Ortalama Piyasa Takas Fiyatı (Kr.)
(6) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce imzalanan Su Kullanım Hakkı Anlaşmalarında yer alan K1 tanımı, ödemeye esas üretim yılında gerçekleşen yıllık ortalama piyasa takas fiyatı şeklinde uygulanır.
Su kullanım hakkı anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığına dair belgenin verilmesi
MADDE 12– (1) Bu Yönetmeliğin;
a) 7 nci maddesinin ikinci fıkrası çerçevesinde ilan edilen projeye tek şirket tarafından başvuru yapılması ve bu şirketin incelenen fizibilite raporunun uygun bulunması veya projeye çoklu müracaat halinde fizibilite raporlarının incelenmesi sonucu tek bir şirketin fizibilite raporunun uygun bulunması halinde fizibilite raporu kabul edilebilir bulunan şirkete; varsa eksikliklerin tamamlanması kaydıyla, su kullanım hakkı anlaşması imzalayabilmeye hak kazandığı yazılı olarak bildirilir. Ayrıca yazıda, şirkete yazının tebliğ tarihinden itibaren otuz iş günü içerisinde EPDK’ya önlisans için müracaatı istenir. Bu süre içerisinde EPDK’ya müracaat etmeyen şirketler hakkını kaybeder ve bu durum ilgili kurum tarafından DSİ’ye yazı ile bildirilir.
b) Yürürlük tarihinden sonra ilan edilen bu kapsamdaki projeler için ilgili şirketlerden 1000 TL/MW tutarında hidroelektrik kaynak katkı payı alınacak olup ödemeye esas toplam kurulu güç olarak imzalanacak Su Kullanım Hakkı Anlaşmalarında belirtilen MWm esas alınır.
(2) Birinci fıkra kapsamında şirkete yazılan yazıdan EPDK’ya da ayrı bir yazı ile bilgi verilir. Bu yazı ayrıca ÇED sürecinin başlatılması için ilgili kuruma da gönderilir.
(3) 10 uncu madde hükümleri çerçevesinde belirlenen şirketin projesinin DSİ projesi olması durumunda şirketten 8 inci maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde fizibilite raporu istenir. Şirket tarafından sunulan fizibilite raporu 9 uncu maddenin birinci, ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkralarında belirtilen hükümler çerçevesinde değerlendirilir.
(4) 10 uncu madde ile bu maddenin üçüncü fıkrası hükümleri çerçevesinde tesis edilecek işlemlerden sonra su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazandığı DSİ tarafından kendisine bildirilen şirketin önlisans ve ÇED başvurusuna ilişkin olarak bu maddenin birinci ve ikinci fıkrasında belirtilen hükümler çerçevesinde işlem tesis edilir.
(5) EPDK tarafından önlisans verilen şirket, 25/11/2014 tarihli ve 29186 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED gerekli değildir kararını veya ÇED olumlu kararını alarak su kullanım hakkı anlaşması imzalamak için DSİ’ye müracaat eder. DSİ görüşünde, fizibilite raporunda giderilmesi gereken eksikliklerin belirtilmiş olması ve şirket tarafından belirtilen eksikliklerin giderildiğine ilişkin DSİ’den uygunluk görüşünün henüz alınmamış olması halinde, şirket DSİ’ye müracaat tarihinden itibaren otuz gün içerisinde söz konusu eksiklikleri gidererek DSİ’ye tadil edilmiş fizibilite raporunu teslim eder. Tadil edilmiş fizibilite raporunun DSİ tarafından uygun görülmesini müteakip otuz gün içerisinde noter huzurunda su kullanım hakkı anlaşması imzalanır ve konu hakkında DSİ tarafından EPDK’ya bildirimde bulunulur.
(6) Birinci ve dördüncü fıkra kapsamında şirkete bildirilen DSİ görüşünde fizibilite raporunda giderilmesi gereken herhangi bir eksiklik bulunmuyorsa, DSİ ile şirket arasında müracaat tarihinden itibaren otuz gün içerisinde noter huzurunda Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır.
(7) Su kullanım hakkı anlaşmasının DSİ’den kaynaklanan sebeplerle öngörülen süre içerisinde imzalanamaması durumunda şirket DSİ’den herhangi bir hak talebinde bulunamaz.
(8) Şirketin süresi içinde önlisans/üretim lisans başvurusunda bulunmaması, başvurusunun EPDK tarafından reddedilmesi/iptal edilmesi/sonlandırılması veya başvurunun yapılmamış sayılması halinde, başvuruya konu hidroelektrik projesi DSİ tarafından projeye ilişkin yapılacak değerlendirme neticesine göre DSİ internet sayfasında yeniden yayımlanarak başvuruya açılır. Bu fıkra kapsamına giren tüzel kişiler, tekrar ilana çıkarıldığında aynı proje için başvuruda bulunamaz.
(9) EPDK’ya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığı bildirilen veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmış projeler için; Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu kararıyla bu proje kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde başka bir tüzel kişiye devredilmesine onay verilmesi halinde, müracaatı üzerine onay verilen tüzel kişi ile Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır. Bu fıkra kapsamında Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanacak olan projenin, daha önce Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmış olan proje olması halinde, ilk su kullanım hakkı anlaşmasının imzalandığı tarih, bu Yönetmeliğin EK-1’inin 4 üncü maddesinin son fıkrasına eklenmek suretiyle Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır.
Su kullanım hakkı anlaşmasına ilişkin hükümler
MADDE 13 – (1) Ek-1’de yer alan tip su kullanım hakkı anlaşmasında belirtilen hükümler kapsamında imzalanan anlaşmanın bir örneği yazı ile EPDK’ya gönderilir.
(2) Ek-1’de yer alan su kullanım hakkı anlaşmasına, projenin özelliğine bağlı olarak özel hükümler eklenebilir.
(3) Başvurulan projenin ortak tesis kullanımının bulunmaması, depolama tesisi olmaması ve kaynak katkı payı ihtiva etmemesi durumlarında, Ek-1’de yer alan Su Kullanım Hakkı Anlaşması metninden ilgili hükümler DSİ tarafından çıkarılır.
(4) Su kullanım hakkı anlaşması, önlisans/lisans süresince ve önlisansın/lisansın yürürlükte olduğu sürece geçerli olur. Lisans alınamaması veya alınan lisansın sona ermesi veya iptali halinde Su Kullanım Hakkı Anlaşması hükümsüz kalır. Lisansın yenilenmesi halinde, mevcut su kullanım hakkı anlaşması eski hak ve mükellefiyetleri ile yenilenir. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED gerekli değildir veya ÇED olumlu kararının herhangi bir şekilde iptal edilmesi durumunda Su Kullanım Hakkı Anlaşması hükümsüz sayılır. Lisansın sona ermesi, iptali veya Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının feshi hallerinde inşa/işletme aşamasındaki tesislerin durumuna ilişkin hususlar DSİ ve EPDK tarafından ayrıca belirlenir.
(5) Su kullanım hakkı anlaşmasının imzalandığı tarih olarak noter tasdik tarihi esas alınır.
Doğal hayatın devamı için bırakılacak su ve üzerindeki projeler
MADDE 14 – (1) Şirket, dere yatağının su alma yeri mansabında doğal hayatın idamesini sağlar ve bu kesimde su haklarını karşılayacak miktardaki suyu kesintisiz ve dalgalanma yapmadan yatağa bırakır. Doğal hayat için dere yatağına bırakılacak suyun miktar ve zamanlaması, kurulacak hidroelektrik enerji üretim tesisleri ile ilgili şirket tarafından hazırlanarak Çevre ve Şehircilik Bakanlığından onay alınacak olan ÇED raporu, Proje Tanıtım Dosyası’nda belirlenir. Ancak, doğal hayatın devamı için mansaba bırakılacak su miktarı projeye esas alınan son on yıllık ortalama akımın en az %10’u olması zorunludur. ÇED raporu sürecinde ekolojik ihtiyaçlar göz önüne alındığında bu miktarın yeterli olmayacağının belirlenmesi durumunda miktar arttırılır. Belirlenen bu miktara mansaptaki diğer teessüs etmiş su hakları ayrıca ilave edilecek ve kesin proje çalışmaları belirlenen toplam bu miktar dikkate alınarak yapılır. Nehirde son on yıllık ortalama akımın %10’undan daha az akım olması halinde suyun tamamı doğal hayatın devamı için mansaba bırakılır.
(2) Barajlı projeler kapsamında ÇED raporunda belirlenen doğal hayatın devamı için bırakılacak su üzerinde ayrı bir santral kurma imkânının bulunması halinde bu duruma ilişkin şirketin yazılı talebi üzerine istenecek fizibilite raporunun DSİ tarafından uygun bulunması halinde buna izin verilir. Bağlantı esasları dâhilinde bu projenin ilgili kurum/kuruluş tarafından ayrı bir tesis olarak değerlendirilmesi durumunda bu proje için ayrı Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır. Barajı işleten/işletecek tüzel kişilik ile bu tesisi işleten/işletecek tüzel kişilik aynı olmak zorundadır.
(3) Ortak tesisi DSİ, HES kısmı özel sektör tarafından inşa edilen projeler kapsamında doğal hayatın devamı veya diğer maksatlar için bırakılan/bırakılacak su üzerinde ayrı bir santral kurma imkânının bulunması halinde, bu santral teknik ve işletme kolaylığı açısından HES yatırımcısı tarafından aşağıda belirtilen hususlar çerçevesinde tesis edilir:
a) Yapılacak ilave HES’ten elde edilecek elektrik üretiminin %50’si aşağıdaki formül çerçevesinde her yıl Ocak ayı içerisinde DSİ’ye ödenir. Kaynak katkı payı ihtiva eden projelerde ilave HES’ten elde edilecek elektrik üretimine karşılık gelen bedel, hesaplanan kaynak katkı payı güncel değerinin (K1) değerini %50 oranında aşması durumunda; ödemelerde %50 oranı dikkate alınır.
İKP = E x K1x 1/2 x1/100
İKP : İlave hidroelektrik kaynak katkı payı (TL/yıl)
E : Bu tesis için Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) veya ilgili dağıtım şirketinden alınacak yıllık sisteme verilen enerji üretim miktarı (kWh)
b) Doğal hayat suyu üzerine kurulacak HES’i işleten/işletecek tüzel kişilik aynı olmak zorundadır. HES’i işleten/işletecek tüzel kişiliğin bu tesisi kurmak/işletmek istememesi halinde, proje DSİ internet sitesinde başvuruya açılır.
Su kullanım hakkı anlaşmasının tadil edilmesi
MADDE 15 – (1) Su kullanım hakkı anlaşması aşağıdaki durumlarda tadil edilir:
a) İmzalanmış su kullanım hakkı anlaşmasında aşağıdaki unsurların değişmesi;
1) Kurulu güç,
2) Tesis tipi,
3) Tesisin kurulacağı il,
4) Şirket unvanı.
b) Su kullanım hakkı anlaşmasının herhangi bir maddesinde sehven hata yapıldığının anlaşılması.
c) Mevzuat değişikliklerinin su kullanım hakkı anlaşmasının tadil edilmesini gerektirmesi.
(2) Noter huzurunda imzalanan tadil edilmiş su kullanım hakkı anlaşmasına ilişkin olarak DSİ tarafından EPDK’ya bildirimde bulunulur.
ÇED ve mansap su hakları raporu
MADDE 16 – (1) İnşa edilen/edilecek bütün tesisler ile malzeme ocaklarına ilişkin olarak Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması şirketin sorumluluğunda olup su kullanım hakkı anlaşması imzalanması öncesi bu kararların ibraz edilmesi zorunludur.
(2) Şirket, su kullanım hakkı anlaşması imzalanmadan önce DSİ’ce belirlenen kriterlere göre ekonomik değerlendirmeleri de içeren Mansap Su Hakları Raporunu ve gerekmesi halinde ekonomik değerlendirmeleri de içeren Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporunu hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar. Mansap Su Hakları Raporu ile Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporları, Şirket tarafından her on yılda bir DSİ’ce belirlenen kriterlere göre yeniden revize edilerek güncellenir ve DSİ’nin onayını alır.
(3) İnşa edilen/edilecek bütün tesisler ile malzeme ocaklarına ilişkin olarak Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınmasına esas teşkil eden ÇED Raporu veya Proje Tanıtım Dosyasında verilen taahhütlerin gerçekleştirilmemesi ve olumsuz sonuçlardan şirket sorumludur.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Kot artırma ve kot kaydırma talepleri
MADDE 17 – (1) Projede izin verilen kotların değiştirilmesine yönelik teknik gerekçelerden kaynaklı kot artırma ve kot kaydırma talepleri aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde değerlendirilecektir;
a) Regülatörlü projelerde (kontrollü ve kontrolsüz) maksimum su kotu olarak 100 yıllık taşkın su kotu esas alınır ve bu kot menbadaki (varsa) projenin kuyruksuyu kotunu etkilemeyecek şekilde belirlenir.
b) Barajlı projelerde maksimum su kotu olarak maksimum işletme su kotu esas alınır, bu kot kamulaştırma ve varsa içmesuyu koruma sahasını etkilemeyecek şekilde belirlenir.
c) Su kullanım hakkı anlaşması imzalanmış projelerde anlaşmanın imzalanmasına esas fizibilite raporu kotları esas alınacaktır. Ancak geçici kabulden önce şirket tarafından yapılan ilave çalışmaların sonucu projenin DSİ internet sitesinde başvuruya açıldığı/uygun bulunduğu kotlardan çeşitli sebeplerle kullanılmayan kısmın şirket tarafından tekrar kullanılmasının talep edilmesi halinde bu talep; kotların müsait olması, yeni durumdaki brüt düşünün projenin DSİ internet sitesinde başvuruya açıldığı formülasyondaki brüt düşüyü aşmaması şartıyla DSİ tarafından kabul edilebilir. Bu talep kot artışı olarak değerlendirilmez. Bu bent hükmü bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce tamamlanmış projelerden bu kapsama girenlere de uygulanır.
ç) Santral koordinatları değişmeden DSİ’den uygun görüş almak şartıyla; santralın gömülmesi ve yapılacak yatak taraması neticesinde kuyruk suyu kotunun düşürülmesi ile projenin brüt düşüsünde meydana gelecek artış kot artışı olarak değerlendirilmez. Ancak DSİ’nin uygun görüşü alınmadan dere yataklarına müdahalede bulunulamaz. Bu hususta ilgili mevzuatta belirtilen esaslara uyulur.
(2) Kot artışlarında aşağıdaki formüller çerçevesinde işlem tesis edilir:
a) Projede hidroelektrik kaynak katkı payı yok ise uygulanacak formül:
İKP = (H2- H1) / H2 x E x K1 x 1/2 x 1/100
İKP : İlave hidroelektrik kaynak katkı payı (TL/yıl)
H1 : Tesisin kot değişikliği öncesi düşüsü (m) (Regülatörlü projelerde; Q100 kotu ile santral kuyruk suyu kotu arasındaki fark, barajlı/depolamalı projelerde; maksimum işletme su kotu ile santral kuyruk suyu kotu arasındaki fark)
H2 : Kot değişikliğinden sonraki düşü (m)
E : Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) veya ilgili dağıtım şirketinden alınacak yıllık sisteme verilen enerji üretim miktarı (kWh)
b) Projede Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı var ise uygulanacak formül:
1) Kaynak Katkı Payı Toplantısı bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce yapılmış projeler için;
KP = [(H2- H1) / H2] x E x K1 x 1/2 x1/100 + (H1 / H2) x KR x E x K1/K2 x1/100
K2= Teklif yılındaki EPDK tarafından belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Satış Fiyatı.(Kr.)
KR: Şirket tarafından Toplantıda DSİ'ye birim kilowattsaat (kWh) başına ödenmesi taahhüt edilen Kuruş/100
2) Kaynak Katkı Payı Toplantısı bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra yapılan projeler için;
KP = [(H2- H1) / H2] x E x K1 x1/2 x1/100 + (H1 / H2) x T x P x K1/K3
KP : Toplam Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı (TL/yıl)
(3) Aynı su kaynağı üzerinde bulunan ve aralarında başka proje bulunmayan iki (veya daha fazla) projenin DSİ’nin uygun görüşüyle birleştirilmesi durumundaki kot artışlarına ilişkin olarak;
a) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce toplantısı yapılmış birleştirilen projeler kaynak katkı payı ihtiva ediyorsa birleştirilen yeni proje için belirlenen yeni kaynak katkı payı değeri göz önüne alınarak uygulanacak formül,
KP = (HX/ HY) x E x K1 x 1/2x1/100 + [(HY- HX)/ HY] x aY x E x K1/K2 x1/100
aY : Yeni Katkı Payı Değeri Q1: 1 Nolu Tesisin Ortalama Debisi
H1 : 1 Nolu Tesisin Brüt Düşüsü a1: 1 Nolu Tesisin Katkı Payı Değeri
Qn : N Nolu Tesisin Ortalama Debisi Hn: N Nolu Tesisin Brüt Düşüsü
an : N Nolu Tesisin Katkı Payı Değeri QY: Yeni Tesisin Ortalama Debisi
HY : Birleştirilen Projenin Brüt Düşüsü
HX : Proje kapsamına alınan kot
Yukarıdaki formülde verilen (aY) değerinin hesaplanmasında aşağıdaki formüller kullanılacaktır:
a. 1) HY ≥ H1+...+ Hn ise aY = [(Q1 xH1xa1)+...+(QnxHnxan)] / [QYx(H1+...+Hn)]
a. 2) HY <H1+...+ Hn ise aY = [(Q1xH1xa1)+...+(QnxHnxan)] / (QYxHy)
1) Birleştirilen proje için su temin hesaplarının ilk duruma göre yenilenmiş olması durumunda, ilk durumdaki ayrı projelerin su temin hesapları da bu değerler ışığında yenilenir ve hesaplamada bu değerler esas alınır.
2) Birleştirilen projelerden birden fazlasının katkı payının olması ve bu projelerin katkı payı toplantılarının farklı yıllarda yapılmış olması durumunda birleştirilen projeler hangi proje üzerinden devam edecekse, diğerinin teklif değeri devam edecek projenin teklif yılına güncellenerek formüle yerleştirilir.
b) Projeler kaynak katkı payı ihtiva etmiyorsa uygulanacak formül:
İKP = (HX/ HY) x E x K1x 1/2 x 1/100
(4) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra toplantısı yapılmış projeler için birleştirme talebi gelmesi durumunda talebe ilişkin olarak uygulanacak formül:
KP = (HX/ HY) x E x K1x1/2 x 1/100 + [(HY- HX)/ HY] x aY x Pt x K
Pt: 11 inci maddede belirtilen esaslar dâhilinde projelerin birleşmeden önceki kurulu güç toplamı
(5) Birleştirilen projelerde birleştirmeden sonra kot artış talebinin gelmesi durumunda ikinci fıkrada belirtilen hususlar çerçevesinde işlem tesis edilir.
(6) DSİ’nin uygun görüş vermesi halinde, projenin brüt düşüsünü arttırmamak ve proje kotlarının tamamen izin verilen kotlar dışına çıkarılmaması şartıyla gelen proje kotlarının kaydırılması yönündeki talepler uygun olarak değerlendirilir. İlk projenin toplam brüt düşüsünü aşacak şekilde gelen taleplerde ise aşan kısım kot artışı olarak değerlendirilir ve ikinci fıkra hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(7) Ortaklık yapısı aynı olan şirketlere ait ardışık projelerin kendi içerisinde kot kaydırma talepleri kot artışı olarak değerlendirilmez.
(8) Kot artışından kaynaklı olarak yukarıda verilen formüller çerçevesinde hesaplanacak katkı payı tutarları şirketler ile imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmasına veya ek mukaveleye derç edilecek özel hükümde belirtilen esaslar dahilinde işletme süresince DSİ’ye ödenir.
Geçici teminat mektubu ile ilgili esaslar
MADDE 18 – (1) DSİ başvuru esnasında alınan geçici teminat mektubunun tutarını projenin özelliğine göre beş katına kadar arttırabilir.
(2) Başvuru esnasında alınan geçici teminat mektubunun geçerlilik süresi içerisinde su kullanım hakkı anlaşmasının imzalanamayacağının anlaşılması durumunda teminat mektubunun süresi uzatılır. Şirket eski geçici teminat mektubunun süresi dolmadan yeni teminat mektubunu idareye vermek zorundadır.
(3) Geçici teminat mektubunun geçerlilik süresi içerisinde Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmayan projelerde şirketler, mektup üzerindeki geçerlilik tarihinden otuz gün öncesine kadar en az bir yıllık süre uzatım yazılarını DSİ’ye sunmak zorundadır. Şirket yükümlülüğünü yerine getirmediği takdirde DSİ tarafından şirkete mektubun geçerlilik tarihinden otuz gün önce uyarı yazısı yazılarak mektubun geçerlilik tarihinden on gün öncesine kadar gereğinin yapılması şirketten istenir. DSİ’nin talebi yerine getirilmediği takdirde geçici teminat mektubunun bitim süresinden on gün önce ilgili bankaya yazı yazılarak irat kaydedilmesi DSİ tarafından istenir.
(4) 6 ncı maddenin dördüncü fıkrası hükümleri çerçevesinde yapılacak başvurularda geçici teminat mektubu şartı aranmaz.
(5) Başvuruda alınan geçici teminat mektupları DSİ tarafından uygun görülmesi halinde davet yazısında belirtilmek üzere hidroelektrik kaynak katkı payı toplantısı için de geçerli olur.
(6) DSİ’ye sunulacak geçici teminat mektubu tutarı, birden fazla bankadan temin edilen geçici teminat mektupları ile de sağlanabilir.
(7) Geçici teminat mektubu aşağıdaki hallerde şirkete iade edilir:
a) Tekli başvurulara ilişkin geçici teminat mektupları ile birden fazla başvurularda en yüksek teklif veren şirkete ait geçici teminat mektupları DSİ ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanmasını müteakip yetkililere tutanakla geri verilir.
b) Geçici teminat mektupları, 10 uncu madde uyarınca yapılacak olan Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Toplantısının tamamlanmasının ardından, en yüksek teklifi vermiş olan şirket hariç diğer şirket yetkililerine tutanakla geri verilir.
c) 6 ncı madde kapsamında yapılacak başvurudan sonra şirketin, başvurusu DSİ internet sitesinde ilan edilmeden başvurusundan vazgeçmesi veya DSİ tarafından yapılan inceleme neticesinde şirketin başvurusunun reddedilmesi halinde iade edilir. Şirketin başvurusuna ilişkin olarak herhangi bir inceleme işlemi tesis edilmemiş ise yatırılan kontrol ücretleri de iade edilir.
ç) Şirketten kaynaklanmayan bir sebeple projenin iptal edilmesi durumunda iade edilir.
d) Projeye başvuru yaptıktan sonra projenin herhangi bir aşamasında ortaya çıkan ve projenin yapılabilirliğini olumsuz etkileyen duruma ilişkin olarak ayrıca projenin teknik veya ekonomik olarak yapılabilirliğinin kalmaması sebebiyle veya yapılması halinde çevreye vereceği ağır tahribattan dolayı şirket tarafından vazgeçme talebi gelmesi durumunda bu hususlarda şirket tarafından hazırlanacak teknik raporun DSİ tarafından kabul edilmesi halinde geçici teminat mektubu şirkete iade edilerek proje başvurusu iptal edilir.
e) Şirketin başvuru esnasında bilgi sahibi olamayacağı başvuru tarihinden sonra rapora bağlanmış bir proje ile çakışma veya DSİ tarafından verilen/duyurulan bilgilerin hatalı veya eksik olmasından kaynaklı bir olumsuzluktan dolayı proje başvurusunun aynı havza içerisinde revize edilme şansının da olmaması durumunda proje başvurusu iptal edilerek yatırılan ücretler ve geçici teminat mektubu şirkete iade edilir.
f) Yeni bir geçici teminat mektubunun sunulması durumunda mevcut geçici teminat mektubu iade edilir.
(8) Geçici teminat mektubu, bu Yönetmelikte belirlenen herhangi bir yükümlülüğün şirketler tarafından yerine getirilmemesi halinde irat kaydedilir.
(9) Her ne surette olursa olsun, idarece alınan teminatlar haczedilemez ve üzerine ihtiyati tedbir konulamaz.
Şirketin yükümlülükleri ile ilgili esaslar
MADDE 19 – (1) Şirket ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülükler ile aşağıdaki yükümlülüklere uymak zorundadır:
a) DSİ tarafından talep edilen veya DSİ’ye sunulacak olan bildirim, rapor ve diğer evrakları ilgili mevzuatta düzenlenen usul ve esaslar ile DSİ tarafından bu konuda yazılan yazılarda belirtilen hususlara uygun olarak DSİ’ye sunmak.
b) DSİ tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde verilen tüm talimatlara uymak.
c) DSİ tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek.
ç) Su kullanım hakkı anlaşmasında belirtilen hükümlere uymak.
d) Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmamış projelerde, projeyle ilgili geçerli geçici teminat mektubunu DSİ’de bulundurmak.
e) DSİ’ye ödenmesi gereken ücretleri eksiksiz ve zamanında yatırmak.
f) Faaliyet alanlarına göre ilgili diğer mevzuatların gereklerini yerine getirmek.
(2) Şirket, tesislerin yapı denetimi konusunda 18/12/1953 tarihli ve 6200 sayılı Kanunun ek 6 ncı maddesi ve ilgili mevzuat hükümlerine uymakla yükümlüdür.
Bildirimler
MADDE 20 – (1) DSİ’ce bu Yönetmeliğe göre yapılacak her türlü tebligat hakkında 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümleri uygulanır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 21 – (1) 26/6/2003 tarihli ve 25150 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Mevcut su kullanım hakkı anlaşmaları
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında tanımlanan mevcut sözleşmeler arasında yer alan ve işletmede bulunan hidroelektrik üretim tesislerini işleten tüzel kişilerin, imzalamış oldukları mevcut Su Kullanım Hakkı Anlaşmaları EPDK’dan lisans almaları şartıyla üretim lisansı süresince geçerlidir.
(2) Mevcut sözleşmeleri çerçevesinde faaliyet gösteren ve DSİ katılım payları tarife yoluyla TETAŞ tarafından ödenen işletmedeki yap-işlet-devret modeli hidroelektrik santrallerin sözleşmelerinde ABD Doları cinsinden yer alan DSİ enerji katılım payları, sözleşmede yer aldığı miktarda ödeme tarihindeki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz kuru üzerinden her işletme yılının sonunda DSİ’ye ödenir.
(3) Yap işlet devret modeli kapsamında elektrik enerjisi üretimi faaliyeti gösteren şirketlerin ortak tesislere ait enerji payı yatırım bedeli geri ödemesi her işletme yılının sonunda yapılır. Mevcut Su Kullanım Hakkı Anlaşmasında belirtilen ödeme süresi aynı kalır. Ancak bakiye para miktarı için Yİ-ÜFE uygulanır.
(4) Otoprodüktör ve otoprodüktör grubu şirketlerin mevcut Su Kullanım Anlaşmalarındaki ortak tesislere ait enerji payı yatırım bedeli geri ödemesine ilişkin hükümler, şirketlerin talebi halinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde tadil edilir.
(5) Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri için ilgili tüzel kişilere EPDK tarafından ilgili mevzuat kapsamında resen lisans verilmesi halinde, mevcut sözleşmelerindeki hak ve yükümlülüklerle ve sözleşme süresi ile sınırlı olmak kaydıyla su kullanım hakkı anlaşmaları bu Yönetmelik çerçevesinde yenilenir.
Taşınmazların EÜAŞ’ye devri
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 6200 sayılı Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun ek 1 inci maddesi çerçevesinde; DSİ tarafından inşa edilmiş, işletmeye alınmış ve işletmeye alınacak hidroelektrik üretim tesisleri için Su Kullanım Hakkı Anlaşmasına ilişkin hükümler, bu tesislerin enerji üretimiyle ilgili kısımları ve bunların mütemmim cüzleri olan taşınmazların EÜAŞ’ye devir işlemlerine ait usul ve esasları belirleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre düzenlenir. Bu kapsama girmeyen ve EÜAŞ tarafından işletilmekte olan üretim tesisleri için imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmaları da bu maddede belirtilen hükümlere göre imzalanır.
Müracaat süresini geçiren şirketler
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikle yürürlükten kaldırılan yönetmeliğin 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (i) bendi kapsamında DSİ’ye süresi içerisinde müracaat etmemiş şirketlerin bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde DSİ’ye müracaat etmeleri halinde işlemler kaldığı yerden devam eder.
Teminat ve hizmet bedelleri
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 9 uncu maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca mevcut üretim veya otoprodüktör lisanslarını ya da lisans başvurularını sonlandırmak için EPDK’ya başvuru yapan şirketlerden başvurusu uygun bulunanların EPDK tarafından DSİ’ye bildirilmesi durumunda şirketlerin varsa DSİ’deki geçici teminat mektupları iade edilir.
(2) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 8 inci maddesinin ikinci fıkrasının (b) bendi ve üçüncü fıkrası uyarınca başvurusu EPDK tarafından reddedilen şirketlerin varsa DSİ’deki geçici teminat mektupları irat kaydedilmeyerek iade edilir.
(3) Birinci fıkrada belirtilen projelerin DSİ veya mülga EİE tarafından geliştirilen projeler olması durumunda bu projelere başvuru esnasında projenin özelliğine göre şirketlerden alınan taahhütname çerçevesinde şirketler tarafından DSİ veya mülga EİE’ye ödenmesi gereken hizmet bedellerinin ödenmiş kısımlarının dışında kalan kısmı tahsil edilmez, ödenen hizmet bedelleri iade edilmez.
(4) DSİ’ye başvurusu yapılmış ve bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce su kullanım hakkı anlaşması imzalanmamış proje başvurularını sonlandırmak isteyen şirketler bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihi takip eden altmış gün içerisinde DSİ’ye başvurmaları halinde, DSİ’ce uygun bulunan başvurular sonlandırılarak teminatları iade edilir.
Mansap ve kuyruksuyu sonrası su hakları raporu
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce işletmeye açılmış bulunan HES tesisleri için Mansap Su Hakları Raporu olan şirketler bu rapora ek olarak gerektiği tespit edilen ve ekonomik değerlendirmeleri de içeren Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporunu hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar.
(2) Şirketler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce işletmeye açılmış Mansap Su Hakları Raporu ve gerektiği tespit edilen ancak Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporu bulunmayan HES tesisleri için oniki ay içinde bu raporları hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar. Bu sürenin yeterli olmaması halinde DSİ tarafından şirkete ek süre verilebilir.
Atıl hidroelektrik santralleri
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 15 inci maddesine göre Kanunda öngörülen süre içerisinde başvuruda bulunan hak sahiplerine ait işlemler bu Yönetmelik hükümlerine göre sonuçlandırılır.
Taahhütlerin ödenmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Bu Yönetmelikle yürürlükten kaldırılan yönetmeliğin EK-5'indeki taahhütnamenin 5 inci maddesinde belirtilen ödemeyi, ÇED Olumlu/ÇED Gerekli Değildir kararından sonra ödemesi gereken şirketler, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren otuz gün içerisinde Kuruma yazılı müracaat etmeleri halinde, haklarında bu Yönetmelik hükümlerine göre işlem yapılır. Başvuruda bulunan şirketlerin, başvuruyu yaptıkları tarihe kadar yapmış oldukları ödemeler hariç olmak üzere kalan borç dikkate alınarak düzenlenecek yeni taahhütname hükümlerine göre işlem tesis edilir.
Yürürlük
MADDE 22 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 23 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Devlet Su İşleri Genel Müdürü yürütür.
Ekler için tıklayınız | Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünden:
ELEKTRİK PİYASASINDA ÜRETİM FAALİYETİNDE BULUNMAK ÜZERE
SU KULLANIM HAKKI ANLAŞMASI İMZALANMASINA İLİŞKİN
USUL VE ESASLAR HAKKINDA YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine göre piyasada faaliyet gösteren veya gösterecek tüzel kişiler tarafından hidroelektrik enerji üretim tesisleri kurulması ve işletilmesine ilişkin üretim lisansları için DSİ ve tüzel kişiler arasında düzenlenecek su kullanım hakkı anlaşması ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılmakta olan barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim tesisleri kurulabilmesine ilişkin başvurularda uygulanacak usul ve esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine göre piyasada faaliyet gösteren veya gösterecek tüzel kişiler tarafından, hidroelektrik enerji üretim tesisleri kurulması ve işletilmesine ilişkin DSİ ve tüzel kişiler arasında imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmasında yer alması gereken hükümler, su kullanım hakkı anlaşmasının imzalanmasına, yenilenmesine, tadiline, sona ermesine dair usul ve esaslar ile su kullanım hakkı anlaşması imzalayacak tüzel kişilerin yükümlülükleri ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılmakta olan barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim tesisleri kurulabilmesine ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 6200 sayılı Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünün Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Maksatlı Kullanımına İlişkin Kanun ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bakanlık: DSİ’nin bağlı olduğu bakanlığı,
b) Belediye: İlgili Belediyeleri veya ilgili büyükşehir belediye meclislerinin alacağı kararla yetki vermesi halinde kendisine bağlı su ve kanalizasyon idarelerini,
c) ÇED: Çevresel Etki Değerlendirmesini,
ç) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
d) EPDK: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
e) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
f) İl Özel İdaresi: Üretim tesisinin kurulacağı yerin il özel idaresini veya il özel idaresi bulunmayan yerlerde Yatırım İzleme ve Koordinasyon Başkanlığını,
g) Komisyon: Çoklu başvurularda seçim işlemini yürütmek üzere DSİ Genel Müdürünün onayıyla biri başkan olmak üzere en az beş asil dört yedek üyeden teşekkül eden seçim komisyonunu,
ğ) Lisans: Bir tüzel kişinin piyasada faaliyet gösterebilmesi için Elektrik Piyasası Kanunu uyarınca EPDK’dan almak zorunda oldukları izni,
h) Ortak Tesis: Enerji üretimi yanında sulama suyu, içme ve kullanma suyu temini ve taşkın koruma gibi birden fazla maksada hizmet eden tesisi,
ı) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için EPDK tarafından verilen belirli süreli izni,
i) Piyasa: Elektrik Enerjisi Piyasasını,
j) Su Kullanım Hakkı Anlaşması: Hidroelektrik enerji üretim tesislerinin su kullanımına ilişkin işletme esaslarını ve DSİ’ye ödenecek bedellerin ödeme şeklini belirleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre DSİ ile şirket arasında akdedilen anlaşmayı,
k) Şirket: Su Kullanım Hakkı Anlaşması yapmak için başvuran anonim veya limited şirketi,
l) Toplantı: Hidroelektrik kaynak katkı payı teklif verme toplantısını,
m) TÜİK: Türkiye İstatistik Kurumunu,
n) Yİ-ÜFE: Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan Yurt İçi Üretici Fiyat Endeksini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer tanım ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Proje Listeleri, Müracaat Esasları ve Müracaatların İlanı
Proje listelerinin ilanı
MADDE 5 – (1) DSİ ve tüzel kişiler tarafından geliştirilen ve bu Yönetmelik kapsamında müracaat edilebilecek hidroelektrik enerji projelerine ilişkin listeler, proje safhalarına göre DSİ’nin internet sayfasında sürekli olarak yayımlanır ve güncellenir. Söz konusu listeler DSİ tarafından ilgili kurum ve kuruluşlara da gönderilebilir. Listelerde; projelerin durumları ve projelere ilişkin başvuru bilgileri yer alır.
(2) Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılan baraj, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularının ilanı, ilgili mevzuatta belirtilen usuller çerçevesinde yapılır.
Müracaat esasları
MADDE 6 – (1) Bu Yönetmeliğin 5 inci maddesi kapsamında ilan edilen DSİ ve tüzel kişi projelerine, su kullanım hakkı anlaşması yapmak üzere süresi içinde DSİ’ye müracaat edilir. DSİ projelerine müracaat sırasında dilekçe ekinde;
a) DSİ internet sayfasında ilan edilen müracaat şartlarında belirtilen ve projenin özelliğine göre istenen belgeler,
b) Şirketin şirket sözleşmesi veya esas sözleşmesi ile tadillerinin yayınlandığı ilgili Ticaret Sicil Gazetesi,
c) Şirketin tebligata esas kanuni tebligat ve elektronik tebligat adresleri,
ç) İmza sirküleri ve imza beyanı ve yetki belgelerinin noter tasdikli örnekleri,
d) Her yıl tutarı DSİ tarafından belirlenip ilan edilen en az üç yıl süreli geçici teminat mektubu,
e) Ek-3A formatında basılı ve CD ortamında hazırlanmış fizibilite raporu (5 kopya),
f) Fizibilite kontrol ücretinin yatırıldığına ilişkin dekont,
g) Ek-5 Taahhütnamede belirtilen hususlar çerçevesinde yatırılması gereken hizmet bedelinin yatırıldığına ilişkin dekont,
sunulur.
(2) Tüzel kişiler tarafından geliştirilen projelerde ilk başvuru esnasında, birinci fıkrada istenilen belgelerden (e), (f) ve (g) bentleri dışındaki tüm belgeler EK-4 ön başvuru raporu ve kontrol ücretiyle beraber teslim edilir. Bu projelerin DSİ tarafından üzerinde çalışılan fakat rapora bağlanmamış projeler ile çakışması durumunda DSİ çalışmalarının tamamlanmasına kadar müracaat kabul edilmez veya onaylanmaz.
(3) Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılan baraj, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik kapsamında kurulmak üzere, sermayesinin yarısından fazlası belediyeye ait olan tüzel kişilerce il özel idarelerine yapılan başvuru dilekçesi ekinde birinci fıkranın (b), (c), (ç), (d), (f) bentlerinde belirtilen evraklar ile;
a) Ek-3B formatında basılı ve CD ortamında hazırlanmış fizibilite raporu (5 kopya),
b) Su isale hattı veya atık su hatları üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda, tesisin kurulup işletilmesine ilişkin ilgili belediyeler arasında yapılacak protokol,
sunulur.
(4) Üçüncü fıkra kapsamında başvuru yapacak şirketin sermayesinin tamamı belediyeye ait olması halinde başvuru esnasında geçici teminat mektubu şartı aranmaz ve şirket Ek-2 ve Ek-5’de belirtilen bedellerden de muaf tutulur.
(5) Enerji üretimini de ihtiva eden çok ya da tek maksatlı veya enerji üretimini kapsamayan tek veya çok maksatlı olarak planlanmış projelere, proje kapsamında ortak tesisleri inşa halinde olan ve enerji tesisi ile ilgili kısımlarının DSİ tarafından iki yıl içerisinde tamamlanması öngörülen projeler ile elektrik üretim tesisi yapılmasına engel teşkil etmeyen kısımları tamamlanmış projelere ve DSİ tarafından uygun görülen projelere müracaat edilebilir. Bu durumda, ortak tesislere ilişkin yapılmış harcamalar ile geriye kalan işlerin bedeli toplamından ortaya çıkacak bedel üzerinden enerji payına isabet eden miktar hesaplanarak bu Yönetmelik hükümleri uygulanır. Herhangi bir sebeple ortak tesis inşaatının Şirketin enerji projesi ile eş zamanlı olarak tamamlanamaması durumunda Şirket, DSİ’den herhangi bir sebeple tazminat ve hak talebinde bulunamaz.
(6) 6446 sayılı Kanun kapsamında kurulmuş ve kurulacak olan hidroelektrik santraller için imzalanan su kullanım hakkı anlaşması hükümleri çerçevesinde DSİ’ye ödenecek olan enerji hissesi katılım payının hesabında esas alınacak tesis bedeli:
a) 2886 sayılı Devlet İhale Kanununa göre ihale edilen işler için tek veya çok maksatlı tesislerde tesisin ihaleye esas ilk keşfi;
1) Enerji tesisini ihtiva ediyorsa, tesisin DSİ tarafından yapılan kısmın ilk keşif bedeli,
2) Enerji tesisini ihtiva etmiyorsa, ortak tesise ait ilk keşif bedeli,
Yİ-ÜFE ile su kullanım anlaşmasının yapıldığı tarihe getirilmiş olan bedele, bu bedelin %30’u ilave edilmek suretiyle bulunan tutarı geçemez ve (2) numaralı alt bent kapsamına giren tesislerde, DSİ tarafından enerji tesisine harcanan miktar var ise Yİ-ÜFE ile hesaplanarak ayrıca enerji hissesi katılım payına ilave edilir. İlk keşif bedelinin güncellenmesinde, 8/9/1983 tarihli ve 2886 sayılı Devlet İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde keşif yılının ocak ayında yayınlanan Yİ-ÜFE değeri, imzalanan su kullanım hakkı anlaşmalarında bedel belirlenmişse bu bedelin hesabında kullanılan Yİ-ÜFE değeri esas alınır.
b) 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde teklif tutarı, bu tutarın güncellenmesinde ise teklifin yapıldığı tarihten bir önceki ayın Yİ-ÜFE değerleri esas alınır. Teklif tutarıyla bitirilemeyen işlerde gerçekleşme miktarı esas alınır. İhale kapsamında teklif tutarı içerisinde ortak tesislere ait olmayan kalemlerin de bulunması ve bu kalemlerin bedel olarak ayırt edilememesi durumunda, işin sonunda kesin hesabın çıkarılmasına müteakip ortak tesisler için yapılan harcamaların toplamı tesis bedeli olarak dikkate alınır.
c) Proje kapsamında ortak tesisler ile ilgili kamulaştırmalar için yapılmış ve yapılacak olan ödemelerin Yİ-ÜFE ile su kullanım anlaşması tarihine getirilmiş bedelinin enerji hissesine düşen miktarının tamamı şirket tarafından ödenir.
(7) DSİ tarafından kesin projesi veya planlaması hazırlanmış olan çok maksatlı olarak planlanmış mutasavver projeler kapsamında hidroelektrik enerji üretim tesisi kurulmasının talep edilmesi ve bu talebin DSİ tarafından uygun görülmesi halinde ortak tesisin tamamı şirket tarafından DSİ’nin teknik kontrollüğünde ve DSİ ile şirket arasında yapılacak bir protokol çerçevesinde geliştirilir ve inşa edilir. Bu durumda şirket; bu Yönetmelik kapsamındaki sürelerden, Ek-2’de belirtilen havza hidrolojik gözlem, değerlendirme ve kontrol hizmet bedeli hariç diğer bedellerden ve Ek-5’teki taahhütnameden muaf tutulur.
(8) Yedinci fıkra kapsamındaki proje başvurularında şirket DSİ’den ortak tesis yatırımı ile ilgili katılım payı talep edemez. Bu Yönetmelik hükümlerine göre tanzim edilmiş anlaşma ve taahhütlerin uygulanmasında ilan edilen hizmet maksatları esas alınır.
(9) DSİ tarafından;
a) Geliştirilerek işletmeye alınmış enerji maksadı olmayan depolamalı veya depolamasız tesislerden yararlanarak enerji üretmek gayesiyle su kullanım hakkı anlaşması yapmak üzere DSİ’ye müracaat edilebilir.
b) İçinde içme, kullanma suyu temini maksadı bulunacak şekilde planlanan ve ortak tesisi 5 inci fıkra kapsamında DSİ tarafından inşa edilen/edilmekte olan barajlar ile Belediyeler tarafından inşa edilen barajlardan DSİ’ce uygun görülenlerin mansabındaki enerji üretim tesisini kurmak için ilgili Belediye veya su isale hattı üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda ilgili belediyeler arasında yapılacak protokol çerçevesinde sermayesinin yarısından fazlası belediyeye veya belediyelere ait olan tüzel kişilerce Su Kullanım Hakkı Anlaşması yapmak üzere DSİ’ye başvuru yapılması ve bu başvurunun DSİ’ce uygun bulunması halinde ilgili tüzel kişi ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanır.
(10) 4628 sayılı Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce elektrik üretim faaliyetinde bulunmuş, ancak anılan Kanunun yürürlük tarihinden sonra çeşitli sebeplerle üretim faaliyetinde bulunamamış veya dağıtım sistemine bağlanamamış atıl hidroelektrik santrallerin hak sahiplerinin müracaatlarının değerlendirilebilmesi için; başvuruyu yapan tüzel kişinin hidroelektrik santral üzerindeki hak sahipliğini gösterir belgeler, hak sahipliği konusunda ihtilaf olması halinde ilgililer arasındaki ihtilafın giderildiğine dair belge, hidroelektrik santralinde mevcut ya da varsa yapılmak istenen revizyona göre Ek-4 formatında basılı ve CD ortamında 3 kopya hazırlanmış rapor istenir. DSİ tarafından havzadaki mevcut projelere etkisi ve hak sahipliği şartı açısından gerekmesi halinde ilgili kurum ve kuruluşların da görüşünü alarak incelenen başvurunun uygun bulunması durumunda ilana çıkılmaksızın şirketten birinci fıkranın (b), (c), (ç), (d) ve (f) bentlerinde belirtilen belgeler ve EK-3 formatında basılı ve CD ortamında 5 kopya hazırlanmış fizibilite raporu istenir.
(11) Onuncu fıkra kapsamında başvurusu yapılan hidroelektrik santralin üretime hazır revizyon gerektirmeyen bir hidroelektrik santral olması ve bu durumun DSİ tarafından teyit edilmesi durumunda başvuru evraklarının sunulmasına müteakip su kullanım hakkı anlaşması imzalanarak proje lisans işlemleri için EPDK’ya yönlendirilir.
(12) Onuncu ve onbirinci fıkra kapsamında uygun bulunan projeler için Anlaşmanın yapıldığı yıldan başlamak üzere 1 kuruş/kWh bedelle bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen hususlar çerçevesinde ilgili şirket ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanır.
Müracaatların ilanı ve taahhütname alınması
MADDE 7 – (1) Su kullanım hakkı anlaşması yapılmak üzere DSİ’ye müracaat eden şirket veya şirketler, Ek-2’de belirtilen ve DSİ’ye ödenmesi gereken hizmet bedellerinin ödendiğine ilişkin belgeleri, Ek-5’de yer alan taahhütname ile birlikte DSİ’ye ibraz eder.
(2) Başvurunun uygun bulunması durumunda yapılan ilk müracaat, DSİ internet sayfasında yayımlanır ve otuz gün boyunca proje diğer müracaatlara da açık tutulur. Son günün hafta sonu ya da resmi tatile rastlaması durumunda takip eden ilk mesai gününün bitimine kadar müracaat kabul edilir. Otuz gün sonunda kesinleşen müracaatlar ayrıca DSİ internet sayfasında yayımlanır.
(3) Lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvuruları, 6 ncı maddenin dokuzuncu fıkrasının (b) bendi ile onuncu fıkrası kapsamında başvurusu yapılanlar DSİ internet sayfasında ilan edilmez.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Fizibilite Raporu
Fizibilite raporlarının hazırlanması ve teslimi
MADDE 8 – (1) DSİ tarafından geliştirilen projelere müracaat olması halinde, şirketler Ek-3A’da belirtilen esaslar dâhilinde hazırlayacakları fizibilite raporlarını DSİ’ye teslim ederler.
(2) Fizibilite ve/veya kesin projesi hazır olan projeler ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı işletilen barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularında DSİ tarafından gerekli görülmesi durumunda, fizibilite raporu istenir.
(3) Birinci fıkra kapsamındaki projeye birden fazla müracaat olması halinde fizibilite raporları incelendikten sonra fizibilitesi uygun bulunanlar arasından, 10 uncu maddede belirtilen esaslar dahilinde yapılan Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı toplantısında su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazanan şirkete, Ek-3’te belirtilen format doğrultusunda detaylı/güncellenmiş fizibilite raporu hazırlaması için yazı yazılır. Yazının tebliğ tarihinden itibaren doksan günü geçmeyecek bir süre için şirkete fizibilite raporu teslim tarihi verilir. Projeye başvuru esnasında alınan kontrol ücreti bu raporun incelenmesi için de geçerli olup ayrıca kontrol ücreti talep edilmez.
(4) Şirket, projenin bulunduğu havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile havzadaki mevcut ve gelecekteki bütün ihtiyaçları, menba gelişimi ve mansap su haklarını göz önünde bulundurarak son yılları da kapsayan hidrolojik verilere göre tadil çalışmalarını yapar. Şirket tarafından hazırlanan fizibilite raporu beş nüsha olarak hem yazılı hem de CD ortamında DSİ’ye teslim edilir. Hazırlanan fizibilite raporunun ilk sayfasında Ek-7’de verilen formatta Yönetici Bilgilendirme Formu yer alır.
(5) DSİ projeleri dışında tüzel kişiler tarafından geliştirilen yeni projeler için şirket, Ek-4’te belirtilen format doğrultusunda bir ön rapor hazırlayarak DSİ’ye müracaat eder. Hazırlanan ön raporun ilk sayfasında Ek-8’de verilen formatta Yönetici Bilgilendirme Formu yer alır. DSİ, teklif edilen projenin mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile ilişkisi açısından değerlendirmesini yapar, müracaatın uygun görülmesi halinde ve 7 nci maddenin ikinci fıkrasında belirtilen işlemlerin gerçekleştirilmesinden sonra, şirketten/şirketlerden Ek-3’te belirtilen esaslar dâhilinde fizibilite raporu hazırlanmasını ister.
(6) Beşinci fıkra kapsamında ilan edilen projeye birden fazla müracaat olması halinde DSİ tarafından yazının şirketlere tebliğ tarihinden itibaren doksan günü geçmemek üzere aynı fizibilite raporu teslim tarihi verilir ve bütün fizibilite raporları aynı tarihte teslim alınır.
(7) Şirket veya şirketler, projenin bulunduğu havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile havzadaki mevcut ve gelecekteki bütün ihtiyaçlar, menba gelişimi ve mansap su hakları göz önünde bulundurularak son yılları da kapsayan hidrolojik verilere göre belirtilen format doğrultusunda fizibilite raporunu hazırlar ve beş nüsha olarak yazılı ve CD ortamında konuya ilişkin yazının kendisine tebliğ tarihinden sonra doksan günü geçmemek üzere DSİ tarafından verilen süre içerisinde teslim eder.
(8) Altıncı ve yedinci fıkrada belirtilen hususlar çerçevesinde şirket veya şirketler tarafından fizibilite raporunun teslim edilmediği takdirde veya teslim edilen fizibilite raporunun yeterli bulunmaması halinde şirket veya şirketlere durum gerekçeleri ile eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir ve bu projelerden DSİ tarafından uygun bulunanlar yeniden başvuruya açılır.
(9) Şirket tarafından fizibilite raporu hazırlanma safhasında; havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile mansap su haklarına ilişkin konular etüt edilir. Bu konularda DSİ’den bilgi talebinde bulunulması halinde, eldeki bilgiler DSİ tarafından şirkete temin edilir.
(10) Dördüncü ve dokuzuncu fıkra kapsamında hazırlanacak fizibilite raporunda havzanın özelliğine ve olabilecek gelişmesine bağlı olarak öngörülemeyen ancak ileride oluşabilecek ihtiyaçlar için meteorolojik şartlardan kaynaklanabilecek azalmalar dikkate alınmaksızın yıllık ortalama suyun DSİ’ce belirlenecek oranı şirket tarafından dikkate alınır.
(11) Şirket veya şirketler yapılacak fizibilite revizyonu ve fizibilite çalışmalarında, DSİ formülasyonuna göre teknik, ekonomik ve çevresel açıdan üstünlüğünün ve yapılabilirliğinin ortaya konulması veya ilave hidrolojik değerler ile yapılan hesaplamalar çerçevesinde proje temel karakteristiklerinde değişiklikler oluşması halinde farklı formülasyon teklifinde bulunabilir.
(12) Onbirinci fıkra kapsamında projelerinde revize yapılması talep edilen ve DSİ projesi formülasyonuna göre farklı formülasyon teklifinde bulunan şirket veya şirketlerin tekliflerinin DSİ tarafından kabul edilebilir bulunmaması halinde şirket veya şirketlere durum DSİ tarafından gerekçeleri ile birlikte bildirilir. Şirket yazının tebliğ tarihinden itibaren doksan gün içerisinde tadil edilmiş fizibilite raporunu DSİ’ye teslim eder.
(13) Üçüncü, yedinci ve onikinci fıkralarda belirtilen sürenin sonunda şirketin veya şirketlerin ilave süre talep etmesi halinde, bu süre, DSİ tarafından proje ile ilgili gerekçelerin uygun bulunması durumunda toplamda doksan günü geçmemek üzere uzatılabilir. Aksi takdirde bu şirket veya şirketlerin başvurusu reddedilmiş sayılır.
(14) Şirket veya şirketler tarafından sunulan fizibilite raporunun değerlendirilmesi sonucu veya şirketlerin talebi üzerine DSİ tarafından fizibilite raporunun revize edilmesi istenebilir. Revize fizibilite raporunun hazırlanması ve tesliminde bu maddede belirtilen ve şirkete yazılan yazıdaki hususlar dikkate alınır.
Fizibilite raporlarının değerlendirilmesi
MADDE 9 – (1) Fizibilite raporunun değerlendirilmesi safhasında genel olarak; projenin havzadaki tahsisli sular da dikkate alınarak DSİ ve tüzel kişilerce geliştirilen mevcut, inşa halinde ve mutasavver projelerine etkisi ve ilişkisi, hidrolojisi, optimizasyonu, teknik ve ekonomik yönden yapılabilirliği incelenir.
(2) Şirket tarafından hazırlanan fizibilite raporu kapsamında olabilecek yetersiz etüt ve değerlendirmelerden dolayı ilerideki safhalarda hidrolojik, jeolojik, teknik, çevresel, sosyal ve ekonomik yönden oluşabilecek her türlü olumsuz sonuçtan yalnız şirket sorumludur.
(3) Şirket tarafından DSİ’ye teslim edilen fizibilite raporu, DSİ’ce en fazla doksan gün içerisinde değerlendirilerek DSİ görüşü oluşturulur. Değerlendirme sonucunda fizibilite raporu kabul edilebilir bulunmayan şirket veya şirketlere durum gerekçeleri ile birlikte eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir.
(4) DSİ tarafından yapılan değerlendirme sonucu raporun kabul edilmesine engel teşkil etmeyecek eksikliklerin tespit edilmesi ve ayrıca;
a) Fizibilite raporunda öngörülen proje formülasyonunda (teklif edilen tesislerin konumları, kapasiteleri, boyutları gibi); planlama, ÇED, kati proje, uygulama projesi, inşaat ve işletme safhalarında şirket tarafından yapılan çalışmalardan kaynaklı mevcut formülasyon, kotlar ve su temin hesaplarında muhtemel bir değişiklik söz konusu olması ve bu değişikliklere yönelik DSİ'nin uygun görüşünün alınması halinde,
b) Havzada DSİ veya başka kurum ve kuruluşlarca yürütülen çalışmaların fizibilite raporunda revizyon gerektirmesi durumunda, şirketin yazılı talepte bulunması ve talebin DSİ’ce uygun görülmesi halinde
revize fizibilite raporu istenebilir.
(5) Aynı projeye birden fazla şirketin başvurması halinde, şirketlerin tamamının fizibilite raporlarının kabul edilmemesi veya projeye tek şirketin başvurması ve fizibilite raporunun kabul edilmemesi veya şirketin vazgeçmesi durumunda proje DSİ tarafından yapılacak değerlendirme sonucu uygun görülmesi halinde mevcut veya yeni formülasyona göre yeniden müracaata açılır.
(6) Fizibilite/revize fizibilite raporu hazırlanması ile fizibilite değerlendirilmesine ilişkin bütün süreler projenin özelliğine göre DSİ tarafından en fazla bir katı kadar artırılabilir ve bu durum şirketlere eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir. DSİ tarafından belirtilen sürenin sonuna kadar fizibilite/revize fizibilite raporu değerlendirilmesinin tamamlanamaması durumunda şirket DSİ’den herhangi bir hak talebinde bulunamaz.
(7) Belediyeler tarafından işletilen barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularına ilgili mevzuatta belirtilen süreler içerisinde DSİ tarafından gerekirse ilgili kurumların da görüşü alınarak yapılacak değerlendirme sonucu başvurunun uygun bulunması durumunda üretim tesisinin yapımının su rejimi açısından uygun bulunduğuna dair DSİ görüşü şirket ile imzalanacak Ek-10 Su Kullanım İzin Belgesi ile beraber başvurunun yapıldığı yerin il özel idaresine bildirilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Toplantısının Yapılması ve
Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının İmzalanması
Çoklu müracaatlarda su kullanım hakkı anlaşması imzalanacak şirketin belirlenmesi
MADDE 10 – (1) 7 nci maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde ilan edilen projeye çoklu müracaat olması ve DSİ’ye sunulan birden fazla şirkete ait fizibilite raporlarının DSİ tarafından kabul edilebilir bulunması halinde, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 29 uncu maddesinin 1 inci fıkrası gereğince proje için su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazanacak şirket, aşağıdaki usullere göre belirlenir:
a) Fizibilitesi, DSİ tarafından kabul edilebilir bulunan şirketlere belirlenen gün ve saatte tekliflerini vermeleri için davet yazısı ile hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formu (Ek-6) eş zamanlı gönderilir.
b) Şirketler tekliflerini kapalı zarf içerisinde belirtilen gün ve saatte DSİ’ce belirlenen adrese teslim ederler. Dış zarf içerisinde;
1) Şirket unvanı altına şirketi temsil ve ilzama yetkili kişiler tarafından imzalanmış ve kaşelenmiş hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf,
2) 6 ncı maddenin birinci fıkrasının (b), (c) ve (ç) bentlerinde belirtilen ve başvuru dosyasında sunulan evrakların tevsik ettiği duruma ilişkin değişiklik hasıl olması halinde değişikliğe ilişkin evraklar bulunur. Geçici teminat mektubuna ilişkin olarak davet yazısında belirtilen hususlar dikkate alınır.
c) Zarflar teslim edildikten sonra şirketler tekliflerini değiştiremezler.
ç) Zarflar komisyon tarafından şirket yetkililerinin huzurunda açılır ve ilk dış zarf açıldıktan sonra gelen şirket teklifleri kabul edilmez.
d) Dış zarf açıldıktan sonra zarfın içerisinde sunulan belgelerden eksik, uygun olmayan veya değişenin tespit edilmesi halinde Komisyon Başkanı tarafından bunların hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf açılmadan önce şirket yetkilisinden tamamlanması istenir. Şirketlerin teklif zarfları açılmaya başlamadan önce eksik, uygun olmayan veya değişen belge/belgelerin tamamlanamaması halinde hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf açılmadan teklif geçersiz sayılır.
e) Teklif formunda, rakam ve yazı ile yapılan teklif miktarının farklı olması halinde, yazılı miktar esas alınır.
f) Geçerli bulunan teklifler en yüksekten en düşüğe doğru sıralanır, en yüksek teklifi veren şirketin su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazandığı belirlenir.
g) En yüksek teklifi eşit olarak birden fazla şirketin vermesi halinde, en yüksek eşit teklifi vermiş olanlardan aynı oturumda kapalı zarf ile birinci tekliften daha az olmamak kaydı ile yeniden teklif alınır. Yeniden teklif alınması durumunda, teklif vermeye yetkili şirket yetkilisinin bulunmaması halinde, şirketçe herhangi bir hak ve yeni teklif verme talebinde bulunulamaz.
ğ) Kapalı zarf ile teklif verme toplantısına, davet edilen şirketlerden sadece birinin katılması ve bu şirket temsilcisinin zarf içerisinde sunduğu yukarıda belirtilen belgelerin ve geçici teminatın geçerli olduğunun tespiti halinde, söz konusu şirketin vermiş olduğu teklifteki oran komisyonun önerisi üzerine DSİ Genel Müdürünün onayı ile kabul edilebilir.
h) Kapalı zarf usulü ile belirlenen en yüksek teklif sahibi ve diğer teklif sahibi şirketler bir tutanakla tespit edilir ve tutanakta;
1) Seçim işlemine dayanak oluşturan komisyon kurulması Oluruna,
2) Toplantı ve karar işlemlerine,
3) Davet edilen şirketler, kapalı teklif toplantısına evrak sunan şirketler ile en yüksek hidroelektrik kaynak katkı payını teklif eden şirkete ilişkin bilgilere,
4) Komisyon tarafından ilave edilmesinde yarar görülen diğer hususlara ilişkin bilgilere
yer verilir.
Hidroelektrik kaynak katkı payı teklifinin verilmesi ve güncellenmesi
MADDE 11 – (1) Verilen tekliflerin 1000 TL/MW ve katları olması zorunludur.
(2) Tekliflerde kurulu gücü 1 MW’ın altında olsa bile alt sınır değeri 1000 TL/MW olup bu değerin altında verilen teklifler geçersiz sayılır.
(3) DSİ’ce geliştirilen projeler için DSİ internet sitesinde başvuruya açılan proje bilgilerinde belirtilen kurulu güç, tüzel kişilerce geliştirilen projeler için ise DSİ internet sitesinde toplantı tarihlerinin ilan edildiği proje bilgilerinde belirtilen kurulu güç, ödemeye esas toplam kurulu güç olarak dikkate alınacaktır.
(4) Şirket tarafından proje kapsamında yapılacak çalışmalar sonucu kurulu güçte meydana gelecek artış veya azalış, ödenmesi taahhüt edilen birim megavat başına katkı payı tutarının hesaplanmasında dikkate alınmaz.
(5) Katkı payı ödemesi tutarının hesaplanmasında aşağıdaki formül uygulanır. Katkı payı bu formüle göre lisans süresi sonuna kadar her yıl tahsil edilmeye devam edilir:
Yıllık hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Tutarı= PxTxK
T= Birim MW kurulu güç başına hidroelektrik kaynak katkı payı teklifi (TL)
P = Tesisin ilan edilen toplam MW kurulu gücü
K = Güncelleştirme katsayısı
K = K1/K3
K1 = Ödemeye esas üretim yılında gerçekleşen Yıllık Ortalama Piyasa Takas Fiyatı (Kr.)
K3 = Teklifin verildiği yılda gerçekleşen Yıllık Ortalama Piyasa Takas Fiyatı (Kr.)
(6) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce imzalanan Su Kullanım Hakkı Anlaşmalarında yer alan K1 tanımı, ödemeye esas üretim yılında gerçekleşen yıllık ortalama piyasa takas fiyatı şeklinde uygulanır.
Su kullanım hakkı anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığına dair belgenin verilmesi
MADDE 12– (1) Bu Yönetmeliğin;
a) 7 nci maddesinin ikinci fıkrası çerçevesinde ilan edilen projeye tek şirket tarafından başvuru yapılması ve bu şirketin incelenen fizibilite raporunun uygun bulunması veya projeye çoklu müracaat halinde fizibilite raporlarının incelenmesi sonucu tek bir şirketin fizibilite raporunun uygun bulunması halinde fizibilite raporu kabul edilebilir bulunan şirkete; varsa eksikliklerin tamamlanması kaydıyla, su kullanım hakkı anlaşması imzalayabilmeye hak kazandığı yazılı olarak bildirilir. Ayrıca yazıda, şirkete yazının tebliğ tarihinden itibaren otuz iş günü içerisinde EPDK’ya önlisans için müracaatı istenir. Bu süre içerisinde EPDK’ya müracaat etmeyen şirketler hakkını kaybeder ve bu durum ilgili kurum tarafından DSİ’ye yazı ile bildirilir.
b) Yürürlük tarihinden sonra ilan edilen bu kapsamdaki projeler için ilgili şirketlerden 1000 TL/MW tutarında hidroelektrik kaynak katkı payı alınacak olup ödemeye esas toplam kurulu güç olarak imzalanacak Su Kullanım Hakkı Anlaşmalarında belirtilen MWm esas alınır.
(2) Birinci fıkra kapsamında şirkete yazılan yazıdan EPDK’ya da ayrı bir yazı ile bilgi verilir. Bu yazı ayrıca ÇED sürecinin başlatılması için ilgili kuruma da gönderilir.
(3) 10 uncu madde hükümleri çerçevesinde belirlenen şirketin projesinin DSİ projesi olması durumunda şirketten 8 inci maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde fizibilite raporu istenir. Şirket tarafından sunulan fizibilite raporu 9 uncu maddenin birinci, ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkralarında belirtilen hükümler çerçevesinde değerlendirilir.
(4) 10 uncu madde ile bu maddenin üçüncü fıkrası hükümleri çerçevesinde tesis edilecek işlemlerden sonra su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazandığı DSİ tarafından kendisine bildirilen şirketin önlisans ve ÇED başvurusuna ilişkin olarak bu maddenin birinci ve ikinci fıkrasında belirtilen hükümler çerçevesinde işlem tesis edilir.
(5) EPDK tarafından önlisans verilen şirket, 25/11/2014 tarihli ve 29186 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED gerekli değildir kararını veya ÇED olumlu kararını alarak su kullanım hakkı anlaşması imzalamak için DSİ’ye müracaat eder. DSİ görüşünde, fizibilite raporunda giderilmesi gereken eksikliklerin belirtilmiş olması ve şirket tarafından belirtilen eksikliklerin giderildiğine ilişkin DSİ’den uygunluk görüşünün henüz alınmamış olması halinde, şirket DSİ’ye müracaat tarihinden itibaren otuz gün içerisinde söz konusu eksiklikleri gidererek DSİ’ye tadil edilmiş fizibilite raporunu teslim eder. Tadil edilmiş fizibilite raporunun DSİ tarafından uygun görülmesini müteakip otuz gün içerisinde noter huzurunda su kullanım hakkı anlaşması imzalanır ve konu hakkında DSİ tarafından EPDK’ya bildirimde bulunulur.
(6) Birinci ve dördüncü fıkra kapsamında şirkete bildirilen DSİ görüşünde fizibilite raporunda giderilmesi gereken herhangi bir eksiklik bulunmuyorsa, DSİ ile şirket arasında müracaat tarihinden itibaren otuz gün içerisinde noter huzurunda Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır.
(7) Su kullanım hakkı anlaşmasının DSİ’den kaynaklanan sebeplerle öngörülen süre içerisinde imzalanamaması durumunda şirket DSİ’den herhangi bir hak talebinde bulunamaz.
(8) Şirketin süresi içinde önlisans/üretim lisans başvurusunda bulunmaması, başvurusunun EPDK tarafından reddedilmesi/iptal edilmesi/sonlandırılması veya başvurunun yapılmamış sayılması halinde, başvuruya konu hidroelektrik projesi DSİ tarafından projeye ilişkin yapılacak değerlendirme neticesine göre DSİ internet sayfasında yeniden yayımlanarak başvuruya açılır. Bu fıkra kapsamına giren tüzel kişiler, tekrar ilana çıkarıldığında aynı proje için başvuruda bulunamaz.
(9) EPDK’ya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığı bildirilen veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmış projeler için; Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu kararıyla bu proje kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde başka bir tüzel kişiye devredilmesine onay verilmesi halinde, müracaatı üzerine onay verilen tüzel kişi ile Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır. Bu fıkra kapsamında Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanacak olan projenin, daha önce Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmış olan proje olması halinde, ilk su kullanım hakkı anlaşmasının imzalandığı tarih, bu Yönetmeliğin EK-1’inin 4 üncü maddesinin son fıkrasına eklenmek suretiyle Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır.
Su kullanım hakkı anlaşmasına ilişkin hükümler
MADDE 13 – (1) Ek-1’de yer alan tip su kullanım hakkı anlaşmasında belirtilen hükümler kapsamında imzalanan anlaşmanın bir örneği yazı ile EPDK’ya gönderilir.
(2) Ek-1’de yer alan su kullanım hakkı anlaşmasına, projenin özelliğine bağlı olarak özel hükümler eklenebilir.
(3) Başvurulan projenin ortak tesis kullanımının bulunmaması, depolama tesisi olmaması ve kaynak katkı payı ihtiva etmemesi durumlarında, Ek-1’de yer alan Su Kullanım Hakkı Anlaşması metninden ilgili hükümler DSİ tarafından çıkarılır.
(4) Su kullanım hakkı anlaşması, önlisans/lisans süresince ve önlisansın/lisansın yürürlükte olduğu sürece geçerli olur. Lisans alınamaması veya alınan lisansın sona ermesi veya iptali halinde Su Kullanım Hakkı Anlaşması hükümsüz kalır. Lisansın yenilenmesi halinde, mevcut su kullanım hakkı anlaşması eski hak ve mükellefiyetleri ile yenilenir. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED gerekli değildir veya ÇED olumlu kararının herhangi bir şekilde iptal edilmesi durumunda Su Kullanım Hakkı Anlaşması hükümsüz sayılır. Lisansın sona ermesi, iptali veya Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının feshi hallerinde inşa/işletme aşamasındaki tesislerin durumuna ilişkin hususlar DSİ ve EPDK tarafından ayrıca belirlenir.
(5) Su kullanım hakkı anlaşmasının imzalandığı tarih olarak noter tasdik tarihi esas alınır.
Doğal hayatın devamı için bırakılacak su ve üzerindeki projeler
MADDE 14 – (1) Şirket, dere yatağının su alma yeri mansabında doğal hayatın idamesini sağlar ve bu kesimde su haklarını karşılayacak miktardaki suyu kesintisiz ve dalgalanma yapmadan yatağa bırakır. Doğal hayat için dere yatağına bırakılacak suyun miktar ve zamanlaması, kurulacak hidroelektrik enerji üretim tesisleri ile ilgili şirket tarafından hazırlanarak Çevre ve Şehircilik Bakanlığından onay alınacak olan ÇED raporu, Proje Tanıtım Dosyası’nda belirlenir. Ancak, doğal hayatın devamı için mansaba bırakılacak su miktarı projeye esas alınan son on yıllık ortalama akımın en az %10’u olması zorunludur. ÇED raporu sürecinde ekolojik ihtiyaçlar göz önüne alındığında bu miktarın yeterli olmayacağının belirlenmesi durumunda miktar arttırılır. Belirlenen bu miktara mansaptaki diğer teessüs etmiş su hakları ayrıca ilave edilecek ve kesin proje çalışmaları belirlenen toplam bu miktar dikkate alınarak yapılır. Nehirde son on yıllık ortalama akımın %10’undan daha az akım olması halinde suyun tamamı doğal hayatın devamı için mansaba bırakılır.
(2) Barajlı projeler kapsamında ÇED raporunda belirlenen doğal hayatın devamı için bırakılacak su üzerinde ayrı bir santral kurma imkânının bulunması halinde bu duruma ilişkin şirketin yazılı talebi üzerine istenecek fizibilite raporunun DSİ tarafından uygun bulunması halinde buna izin verilir. Bağlantı esasları dâhilinde bu projenin ilgili kurum/kuruluş tarafından ayrı bir tesis olarak değerlendirilmesi durumunda bu proje için ayrı Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır. Barajı işleten/işletecek tüzel kişilik ile bu tesisi işleten/işletecek tüzel kişilik aynı olmak zorundadır.
(3) Ortak tesisi DSİ, HES kısmı özel sektör tarafından inşa edilen projeler kapsamında doğal hayatın devamı veya diğer maksatlar için bırakılan/bırakılacak su üzerinde ayrı bir santral kurma imkânının bulunması halinde, bu santral teknik ve işletme kolaylığı açısından HES yatırımcısı tarafından aşağıda belirtilen hususlar çerçevesinde tesis edilir:
a) Yapılacak ilave HES’ten elde edilecek elektrik üretiminin %50’si aşağıdaki formül çerçevesinde her yıl Ocak ayı içerisinde DSİ’ye ödenir. Kaynak katkı payı ihtiva eden projelerde ilave HES’ten elde edilecek elektrik üretimine karşılık gelen bedel, hesaplanan kaynak katkı payı güncel değerinin (K1) değerini %50 oranında aşması durumunda; ödemelerde %50 oranı dikkate alınır.
İKP = E x K1x 1/2 x1/100
İKP : İlave hidroelektrik kaynak katkı payı (TL/yıl)
E : Bu tesis için Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) veya ilgili dağıtım şirketinden alınacak yıllık sisteme verilen enerji üretim miktarı (kWh)
b) Doğal hayat suyu üzerine kurulacak HES’i işleten/işletecek tüzel kişilik aynı olmak zorundadır. HES’i işleten/işletecek tüzel kişiliğin bu tesisi kurmak/işletmek istememesi halinde, proje DSİ internet sitesinde başvuruya açılır.
Su kullanım hakkı anlaşmasının tadil edilmesi
MADDE 15 – (1) Su kullanım hakkı anlaşması aşağıdaki durumlarda tadil edilir:
a) İmzalanmış su kullanım hakkı anlaşmasında aşağıdaki unsurların değişmesi;
1) Kurulu güç,
2) Tesis tipi,
3) Tesisin kurulacağı il,
4) Şirket unvanı.
b) Su kullanım hakkı anlaşmasının herhangi bir maddesinde sehven hata yapıldığının anlaşılması.
c) Mevzuat değişikliklerinin su kullanım hakkı anlaşmasının tadil edilmesini gerektirmesi.
(2) Noter huzurunda imzalanan tadil edilmiş su kullanım hakkı anlaşmasına ilişkin olarak DSİ tarafından EPDK’ya bildirimde bulunulur.
ÇED ve mansap su hakları raporu
MADDE 16 – (1) İnşa edilen/edilecek bütün tesisler ile malzeme ocaklarına ilişkin olarak Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması şirketin sorumluluğunda olup su kullanım hakkı anlaşması imzalanması öncesi bu kararların ibraz edilmesi zorunludur.
(2) Şirket, su kullanım hakkı anlaşması imzalanmadan önce DSİ’ce belirlenen kriterlere göre ekonomik değerlendirmeleri de içeren Mansap Su Hakları Raporunu ve gerekmesi halinde ekonomik değerlendirmeleri de içeren Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporunu hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar. Mansap Su Hakları Raporu ile Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporları, Şirket tarafından her on yılda bir DSİ’ce belirlenen kriterlere göre yeniden revize edilerek güncellenir ve DSİ’nin onayını alır.
(3) İnşa edilen/edilecek bütün tesisler ile malzeme ocaklarına ilişkin olarak Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınmasına esas teşkil eden ÇED Raporu veya Proje Tanıtım Dosyasında verilen taahhütlerin gerçekleştirilmemesi ve olumsuz sonuçlardan şirket sorumludur.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Kot artırma ve kot kaydırma talepleri
MADDE 17 – (1) Projede izin verilen kotların değiştirilmesine yönelik teknik gerekçelerden kaynaklı kot artırma ve kot kaydırma talepleri aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde değerlendirilecektir;
a) Regülatörlü projelerde (kontrollü ve kontrolsüz) maksimum su kotu olarak 100 yıllık taşkın su kotu esas alınır ve bu kot menbadaki (varsa) projenin kuyruksuyu kotunu etkilemeyecek şekilde belirlenir.
b) Barajlı projelerde maksimum su kotu olarak maksimum işletme su kotu esas alınır, bu kot kamulaştırma ve varsa içmesuyu koruma sahasını etkilemeyecek şekilde belirlenir.
c) Su kullanım hakkı anlaşması imzalanmış projelerde anlaşmanın imzalanmasına esas fizibilite raporu kotları esas alınacaktır. Ancak geçici kabulden önce şirket tarafından yapılan ilave çalışmaların sonucu projenin DSİ internet sitesinde başvuruya açıldığı/uygun bulunduğu kotlardan çeşitli sebeplerle kullanılmayan kısmın şirket tarafından tekrar kullanılmasının talep edilmesi halinde bu talep; kotların müsait olması, yeni durumdaki brüt düşünün projenin DSİ internet sitesinde başvuruya açıldığı formülasyondaki brüt düşüyü aşmaması şartıyla DSİ tarafından kabul edilebilir. Bu talep kot artışı olarak değerlendirilmez. Bu bent hükmü bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce tamamlanmış projelerden bu kapsama girenlere de uygulanır.
ç) Santral koordinatları değişmeden DSİ’den uygun görüş almak şartıyla; santralın gömülmesi ve yapılacak yatak taraması neticesinde kuyruk suyu kotunun düşürülmesi ile projenin brüt düşüsünde meydana gelecek artış kot artışı olarak değerlendirilmez. Ancak DSİ’nin uygun görüşü alınmadan dere yataklarına müdahalede bulunulamaz. Bu hususta ilgili mevzuatta belirtilen esaslara uyulur.
(2) Kot artışlarında aşağıdaki formüller çerçevesinde işlem tesis edilir:
a) Projede hidroelektrik kaynak katkı payı yok ise uygulanacak formül:
İKP = (H2- H1) / H2 x E x K1 x 1/2 x 1/100
İKP : İlave hidroelektrik kaynak katkı payı (TL/yıl)
H1 : Tesisin kot değişikliği öncesi düşüsü (m) (Regülatörlü projelerde; Q100 kotu ile santral kuyruk suyu kotu arasındaki fark, barajlı/depolamalı projelerde; maksimum işletme su kotu ile santral kuyruk suyu kotu arasındaki fark)
H2 : Kot değişikliğinden sonraki düşü (m)
E : Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) veya ilgili dağıtım şirketinden alınacak yıllık sisteme verilen enerji üretim miktarı (kWh)
b) Projede Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı var ise uygulanacak formül:
1) Kaynak Katkı Payı Toplantısı bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce yapılmış projeler için;
KP = [(H2- H1) / H2] x E x K1 x 1/2 x1/100 + (H1 / H2) x KR x E x K1/K2 x1/100
K2= Teklif yılındaki EPDK tarafından belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Satış Fiyatı.(Kr.)
KR: Şirket tarafından Toplantıda DSİ'ye birim kilowattsaat (kWh) başına ödenmesi taahhüt edilen Kuruş/100
2) Kaynak Katkı Payı Toplantısı bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra yapılan projeler için;
KP = [(H2- H1) / H2] x E x K1 x1/2 x1/100 + (H1 / H2) x T x P x K1/K3
KP : Toplam Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı (TL/yıl)
(3) Aynı su kaynağı üzerinde bulunan ve aralarında başka proje bulunmayan iki (veya daha fazla) projenin DSİ’nin uygun görüşüyle birleştirilmesi durumundaki kot artışlarına ilişkin olarak;
a) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce toplantısı yapılmış birleştirilen projeler kaynak katkı payı ihtiva ediyorsa birleştirilen yeni proje için belirlenen yeni kaynak katkı payı değeri göz önüne alınarak uygulanacak formül,
KP = (HX/ HY) x E x K1 x 1/2x1/100 + [(HY- HX)/ HY] x aY x E x K1/K2 x1/100
aY : Yeni Katkı Payı Değeri Q1: 1 Nolu Tesisin Ortalama Debisi
H1 : 1 Nolu Tesisin Brüt Düşüsü a1: 1 Nolu Tesisin Katkı Payı Değeri
Qn : N Nolu Tesisin Ortalama Debisi Hn: N Nolu Tesisin Brüt Düşüsü
an : N Nolu Tesisin Katkı Payı Değeri QY: Yeni Tesisin Ortalama Debisi
HY : Birleştirilen Projenin Brüt Düşüsü
HX : Proje kapsamına alınan kot
Yukarıdaki formülde verilen (aY) değerinin hesaplanmasında aşağıdaki formüller kullanılacaktır:
a. 1) HY ≥ H1+...+ Hn ise aY = [(Q1 xH1xa1)+...+(QnxHnxan)] / [QYx(H1+...+Hn)]
a. 2) HY <H1+...+ Hn ise aY = [(Q1xH1xa1)+...+(QnxHnxan)] / (QYxHy)
1) Birleştirilen proje için su temin hesaplarının ilk duruma göre yenilenmiş olması durumunda, ilk durumdaki ayrı projelerin su temin hesapları da bu değerler ışığında yenilenir ve hesaplamada bu değerler esas alınır.
2) Birleştirilen projelerden birden fazlasının katkı payının olması ve bu projelerin katkı payı toplantılarının farklı yıllarda yapılmış olması durumunda birleştirilen projeler hangi proje üzerinden devam edecekse, diğerinin teklif değeri devam edecek projenin teklif yılına güncellenerek formüle yerleştirilir.
b) Projeler kaynak katkı payı ihtiva etmiyorsa uygulanacak formül:
İKP = (HX/ HY) x E x K1x 1/2 x 1/100
(4) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra toplantısı yapılmış projeler için birleştirme talebi gelmesi durumunda talebe ilişkin olarak uygulanacak formül:
KP = (HX/ HY) x E x K1x1/2 x 1/100 + [(HY- HX)/ HY] x aY x Pt x K
Pt: 11 inci maddede belirtilen esaslar dâhilinde projelerin birleşmeden önceki kurulu güç toplamı
(5) Birleştirilen projelerde birleştirmeden sonra kot artış talebinin gelmesi durumunda ikinci fıkrada belirtilen hususlar çerçevesinde işlem tesis edilir.
(6) DSİ’nin uygun görüş vermesi halinde, projenin brüt düşüsünü arttırmamak ve proje kotlarının tamamen izin verilen kotlar dışına çıkarılmaması şartıyla gelen proje kotlarının kaydırılması yönündeki talepler uygun olarak değerlendirilir. İlk projenin toplam brüt düşüsünü aşacak şekilde gelen taleplerde ise aşan kısım kot artışı olarak değerlendirilir ve ikinci fıkra hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(7) Ortaklık yapısı aynı olan şirketlere ait ardışık projelerin kendi içerisinde kot kaydırma talepleri kot artışı olarak değerlendirilmez.
(8) Kot artışından kaynaklı olarak yukarıda verilen formüller çerçevesinde hesaplanacak katkı payı tutarları şirketler ile imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmasına veya ek mukaveleye derç edilecek özel hükümde belirtilen esaslar dahilinde işletme süresince DSİ’ye ödenir.
Geçici teminat mektubu ile ilgili esaslar
MADDE 18 – (1) DSİ başvuru esnasında alınan geçici teminat mektubunun tutarını projenin özelliğine göre beş katına kadar arttırabilir.
(2) Başvuru esnasında alınan geçici teminat mektubunun geçerlilik süresi içerisinde su kullanım hakkı anlaşmasının imzalanamayacağının anlaşılması durumunda teminat mektubunun süresi uzatılır. Şirket eski geçici teminat mektubunun süresi dolmadan yeni teminat mektubunu idareye vermek zorundadır.
(3) Geçici teminat mektubunun geçerlilik süresi içerisinde Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmayan projelerde şirketler, mektup üzerindeki geçerlilik tarihinden otuz gün öncesine kadar en az bir yıllık süre uzatım yazılarını DSİ’ye sunmak zorundadır. Şirket yükümlülüğünü yerine getirmediği takdirde DSİ tarafından şirkete mektubun geçerlilik tarihinden otuz gün önce uyarı yazısı yazılarak mektubun geçerlilik tarihinden on gün öncesine kadar gereğinin yapılması şirketten istenir. DSİ’nin talebi yerine getirilmediği takdirde geçici teminat mektubunun bitim süresinden on gün önce ilgili bankaya yazı yazılarak irat kaydedilmesi DSİ tarafından istenir.
(4) 6 ncı maddenin dördüncü fıkrası hükümleri çerçevesinde yapılacak başvurularda geçici teminat mektubu şartı aranmaz.
(5) Başvuruda alınan geçici teminat mektupları DSİ tarafından uygun görülmesi halinde davet yazısında belirtilmek üzere hidroelektrik kaynak katkı payı toplantısı için de geçerli olur.
(6) DSİ’ye sunulacak geçici teminat mektubu tutarı, birden fazla bankadan temin edilen geçici teminat mektupları ile de sağlanabilir.
(7) Geçici teminat mektubu aşağıdaki hallerde şirkete iade edilir:
a) Tekli başvurulara ilişkin geçici teminat mektupları ile birden fazla başvurularda en yüksek teklif veren şirkete ait geçici teminat mektupları DSİ ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanmasını müteakip yetkililere tutanakla geri verilir.
b) Geçici teminat mektupları, 10 uncu madde uyarınca yapılacak olan Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Toplantısının tamamlanmasının ardından, en yüksek teklifi vermiş olan şirket hariç diğer şirket yetkililerine tutanakla geri verilir.
c) 6 ncı madde kapsamında yapılacak başvurudan sonra şirketin, başvurusu DSİ internet sitesinde ilan edilmeden başvurusundan vazgeçmesi veya DSİ tarafından yapılan inceleme neticesinde şirketin başvurusunun reddedilmesi halinde iade edilir. Şirketin başvurusuna ilişkin olarak herhangi bir inceleme işlemi tesis edilmemiş ise yatırılan kontrol ücretleri de iade edilir.
ç) Şirketten kaynaklanmayan bir sebeple projenin iptal edilmesi durumunda iade edilir.
d) Projeye başvuru yaptıktan sonra projenin herhangi bir aşamasında ortaya çıkan ve projenin yapılabilirliğini olumsuz etkileyen duruma ilişkin olarak ayrıca projenin teknik veya ekonomik olarak yapılabilirliğinin kalmaması sebebiyle veya yapılması halinde çevreye vereceği ağır tahribattan dolayı şirket tarafından vazgeçme talebi gelmesi durumunda bu hususlarda şirket tarafından hazırlanacak teknik raporun DSİ tarafından kabul edilmesi halinde geçici teminat mektubu şirkete iade edilerek proje başvurusu iptal edilir.
e) Şirketin başvuru esnasında bilgi sahibi olamayacağı başvuru tarihinden sonra rapora bağlanmış bir proje ile çakışma veya DSİ tarafından verilen/duyurulan bilgilerin hatalı veya eksik olmasından kaynaklı bir olumsuzluktan dolayı proje başvurusunun aynı havza içerisinde revize edilme şansının da olmaması durumunda proje başvurusu iptal edilerek yatırılan ücretler ve geçici teminat mektubu şirkete iade edilir.
f) Yeni bir geçici teminat mektubunun sunulması durumunda mevcut geçici teminat mektubu iade edilir.
(8) Geçici teminat mektubu, bu Yönetmelikte belirlenen herhangi bir yükümlülüğün şirketler tarafından yerine getirilmemesi halinde irat kaydedilir.
(9) Her ne surette olursa olsun, idarece alınan teminatlar haczedilemez ve üzerine ihtiyati tedbir konulamaz.
Şirketin yükümlülükleri ile ilgili esaslar
MADDE 19 – (1) Şirket ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülükler ile aşağıdaki yükümlülüklere uymak zorundadır:
a) DSİ tarafından talep edilen veya DSİ’ye sunulacak olan bildirim, rapor ve diğer evrakları ilgili mevzuatta düzenlenen usul ve esaslar ile DSİ tarafından bu konuda yazılan yazılarda belirtilen hususlara uygun olarak DSİ’ye sunmak.
b) DSİ tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde verilen tüm talimatlara uymak.
c) DSİ tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek.
ç) Su kullanım hakkı anlaşmasında belirtilen hükümlere uymak.
d) Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmamış projelerde, projeyle ilgili geçerli geçici teminat mektubunu DSİ’de bulundurmak.
e) DSİ’ye ödenmesi gereken ücretleri eksiksiz ve zamanında yatırmak.
f) Faaliyet alanlarına göre ilgili diğer mevzuatların gereklerini yerine getirmek.
(2) Şirket, tesislerin yapı denetimi konusunda 18/12/1953 tarihli ve 6200 sayılı Kanunun ek 6 ncı maddesi ve ilgili mevzuat hükümlerine uymakla yükümlüdür.
Bildirimler
MADDE 20 – (1) DSİ’ce bu Yönetmeliğe göre yapılacak her türlü tebligat hakkında 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümleri uygulanır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 21 – (1) 26/6/2003 tarihli ve 25150 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Mevcut su kullanım hakkı anlaşmaları
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında tanımlanan mevcut sözleşmeler arasında yer alan ve işletmede bulunan hidroelektrik üretim tesislerini işleten tüzel kişilerin, imzalamış oldukları mevcut Su Kullanım Hakkı Anlaşmaları EPDK’dan lisans almaları şartıyla üretim lisansı süresince geçerlidir.
(2) Mevcut sözleşmeleri çerçevesinde faaliyet gösteren ve DSİ katılım payları tarife yoluyla TETAŞ tarafından ödenen işletmedeki yap-işlet-devret modeli hidroelektrik santrallerin sözleşmelerinde ABD Doları cinsinden yer alan DSİ enerji katılım payları, sözleşmede yer aldığı miktarda ödeme tarihindeki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz kuru üzerinden her işletme yılının sonunda DSİ’ye ödenir.
(3) Yap işlet devret modeli kapsamında elektrik enerjisi üretimi faaliyeti gösteren şirketlerin ortak tesislere ait enerji payı yatırım bedeli geri ödemesi her işletme yılının sonunda yapılır. Mevcut Su Kullanım Hakkı Anlaşmasında belirtilen ödeme süresi aynı kalır. Ancak bakiye para miktarı için Yİ-ÜFE uygulanır.
(4) Otoprodüktör ve otoprodüktör grubu şirketlerin mevcut Su Kullanım Anlaşmalarındaki ortak tesislere ait enerji payı yatırım bedeli geri ödemesine ilişkin hükümler, şirketlerin talebi halinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde tadil edilir.
(5) Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri için ilgili tüzel kişilere EPDK tarafından ilgili mevzuat kapsamında resen lisans verilmesi halinde, mevcut sözleşmelerindeki hak ve yükümlülüklerle ve sözleşme süresi ile sınırlı olmak kaydıyla su kullanım hakkı anlaşmaları bu Yönetmelik çerçevesinde yenilenir.
Taşınmazların EÜAŞ’ye devri
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 6200 sayılı Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun ek 1 inci maddesi çerçevesinde; DSİ tarafından inşa edilmiş, işletmeye alınmış ve işletmeye alınacak hidroelektrik üretim tesisleri için Su Kullanım Hakkı Anlaşmasına ilişkin hükümler, bu tesislerin enerji üretimiyle ilgili kısımları ve bunların mütemmim cüzleri olan taşınmazların EÜAŞ’ye devir işlemlerine ait usul ve esasları belirleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre düzenlenir. Bu kapsama girmeyen ve EÜAŞ tarafından işletilmekte olan üretim tesisleri için imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmaları da bu maddede belirtilen hükümlere göre imzalanır.
Müracaat süresini geçiren şirketler
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikle yürürlükten kaldırılan yönetmeliğin 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (i) bendi kapsamında DSİ’ye süresi içerisinde müracaat etmemiş şirketlerin bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde DSİ’ye müracaat etmeleri halinde işlemler kaldığı yerden devam eder.
Teminat ve hizmet bedelleri
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 9 uncu maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca mevcut üretim veya otoprodüktör lisanslarını ya da lisans başvurularını sonlandırmak için EPDK’ya başvuru yapan şirketlerden başvurusu uygun bulunanların EPDK tarafından DSİ’ye bildirilmesi durumunda şirketlerin varsa DSİ’deki geçici teminat mektupları iade edilir.
(2) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 8 inci maddesinin ikinci fıkrasının (b) bendi ve üçüncü fıkrası uyarınca başvurusu EPDK tarafından reddedilen şirketlerin varsa DSİ’deki geçici teminat mektupları irat kaydedilmeyerek iade edilir.
(3) Birinci fıkrada belirtilen projelerin DSİ veya mülga EİE tarafından geliştirilen projeler olması durumunda bu projelere başvuru esnasında projenin özelliğine göre şirketlerden alınan taahhütname çerçevesinde şirketler tarafından DSİ veya mülga EİE’ye ödenmesi gereken hizmet bedellerinin ödenmiş kısımlarının dışında kalan kısmı tahsil edilmez, ödenen hizmet bedelleri iade edilmez.
(4) DSİ’ye başvurusu yapılmış ve bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce su kullanım hakkı anlaşması imzalanmamış proje başvurularını sonlandırmak isteyen şirketler bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihi takip eden altmış gün içerisinde DSİ’ye başvurmaları halinde, DSİ’ce uygun bulunan başvurular sonlandırılarak teminatları iade edilir.
Mansap ve kuyruksuyu sonrası su hakları raporu
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce işletmeye açılmış bulunan HES tesisleri için Mansap Su Hakları Raporu olan şirketler bu rapora ek olarak gerektiği tespit edilen ve ekonomik değerlendirmeleri de içeren Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporunu hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar.
(2) Şirketler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce işletmeye açılmış Mansap Su Hakları Raporu ve gerektiği tespit edilen ancak Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporu bulunmayan HES tesisleri için oniki ay içinde bu raporları hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar. Bu sürenin yeterli olmaması halinde DSİ tarafından şirkete ek süre verilebilir.
Atıl hidroelektrik santralleri
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 15 inci maddesine göre Kanunda öngörülen süre içerisinde başvuruda bulunan hak sahiplerine ait işlemler bu Yönetmelik hükümlerine göre sonuçlandırılır.
Taahhütlerin ödenmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Bu Yönetmelikle yürürlükten kaldırılan yönetmeliğin EK-5'indeki taahhütnamenin 5 inci maddesinde belirtilen ödemeyi, ÇED Olumlu/ÇED Gerekli Değildir kararından sonra ödemesi gereken şirketler, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren otuz gün içerisinde Kuruma yazılı müracaat etmeleri halinde, haklarında bu Yönetmelik hükümlerine göre işlem yapılır. Başvuruda bulunan şirketlerin, başvuruyu yaptıkları tarihe kadar yapmış oldukları ödemeler hariç olmak üzere kalan borç dikkate alınarak düzenlenecek yeni taahhütname hükümlerine göre işlem tesis edilir.
Yürürlük
MADDE 22 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 23 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Devlet Su İşleri Genel Müdürü yürütür.
Ekler için tıklayınız | Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünden:
ELEKTRİK PİYASASINDA ÜRETİM FAALİYETİNDE BULUNMAK ÜZERE
SU KULLANIM HAKKI ANLAŞMASI İMZALANMASINA İLİŞKİN
USUL VE ESASLAR HAKKINDA YÖNETMELİK
BİRİNCİ BÖLÜM
Amaç, Kapsam, Dayanak, Tanımlar ve Kısaltmalar
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine göre piyasada faaliyet gösteren veya gösterecek tüzel kişiler tarafından hidroelektrik enerji üretim tesisleri kurulması ve işletilmesine ilişkin üretim lisansları için DSİ ve tüzel kişiler arasında düzenlenecek su kullanım hakkı anlaşması ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılmakta olan barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim tesisleri kurulabilmesine ilişkin başvurularda uygulanacak usul ve esasları düzenlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine göre piyasada faaliyet gösteren veya gösterecek tüzel kişiler tarafından, hidroelektrik enerji üretim tesisleri kurulması ve işletilmesine ilişkin DSİ ve tüzel kişiler arasında imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmasında yer alması gereken hükümler, su kullanım hakkı anlaşmasının imzalanmasına, yenilenmesine, tadiline, sona ermesine dair usul ve esaslar ile su kullanım hakkı anlaşması imzalayacak tüzel kişilerin yükümlülükleri ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılmakta olan barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim tesisleri kurulabilmesine ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik; 6200 sayılı Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünün Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanun, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Maksatlı Kullanımına İlişkin Kanun ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu hükümlerine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar ve kısaltmalar
MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;
a) Bakanlık: DSİ’nin bağlı olduğu bakanlığı,
b) Belediye: İlgili Belediyeleri veya ilgili büyükşehir belediye meclislerinin alacağı kararla yetki vermesi halinde kendisine bağlı su ve kanalizasyon idarelerini,
c) ÇED: Çevresel Etki Değerlendirmesini,
ç) DSİ: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğünü,
d) EPDK: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,
e) EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketini,
f) İl Özel İdaresi: Üretim tesisinin kurulacağı yerin il özel idaresini veya il özel idaresi bulunmayan yerlerde Yatırım İzleme ve Koordinasyon Başkanlığını,
g) Komisyon: Çoklu başvurularda seçim işlemini yürütmek üzere DSİ Genel Müdürünün onayıyla biri başkan olmak üzere en az beş asil dört yedek üyeden teşekkül eden seçim komisyonunu,
ğ) Lisans: Bir tüzel kişinin piyasada faaliyet gösterebilmesi için Elektrik Piyasası Kanunu uyarınca EPDK’dan almak zorunda oldukları izni,
h) Ortak Tesis: Enerji üretimi yanında sulama suyu, içme ve kullanma suyu temini ve taşkın koruma gibi birden fazla maksada hizmet eden tesisi,
ı) Önlisans: Üretim faaliyetinde bulunmak isteyen tüzel kişilere, üretim tesisi yatırımlarına başlamaları için gerekli onay, izin, ruhsat ve benzerlerinin alınabilmesi için EPDK tarafından verilen belirli süreli izni,
i) Piyasa: Elektrik Enerjisi Piyasasını,
j) Su Kullanım Hakkı Anlaşması: Hidroelektrik enerji üretim tesislerinin su kullanımına ilişkin işletme esaslarını ve DSİ’ye ödenecek bedellerin ödeme şeklini belirleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre DSİ ile şirket arasında akdedilen anlaşmayı,
k) Şirket: Su Kullanım Hakkı Anlaşması yapmak için başvuran anonim veya limited şirketi,
l) Toplantı: Hidroelektrik kaynak katkı payı teklif verme toplantısını,
m) TÜİK: Türkiye İstatistik Kurumunu,
n) Yİ-ÜFE: Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayımlanan Yurt İçi Üretici Fiyat Endeksini,
ifade eder.
(2) Bu Yönetmelikte geçen diğer tanım ve kısaltmalar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
İKİNCİ BÖLÜM
Proje Listeleri, Müracaat Esasları ve Müracaatların İlanı
Proje listelerinin ilanı
MADDE 5 – (1) DSİ ve tüzel kişiler tarafından geliştirilen ve bu Yönetmelik kapsamında müracaat edilebilecek hidroelektrik enerji projelerine ilişkin listeler, proje safhalarına göre DSİ’nin internet sayfasında sürekli olarak yayımlanır ve güncellenir. Söz konusu listeler DSİ tarafından ilgili kurum ve kuruluşlara da gönderilebilir. Listelerde; projelerin durumları ve projelere ilişkin başvuru bilgileri yer alır.
(2) Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılan baraj, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularının ilanı, ilgili mevzuatta belirtilen usuller çerçevesinde yapılır.
Müracaat esasları
MADDE 6 – (1) Bu Yönetmeliğin 5 inci maddesi kapsamında ilan edilen DSİ ve tüzel kişi projelerine, su kullanım hakkı anlaşması yapmak üzere süresi içinde DSİ’ye müracaat edilir. DSİ projelerine müracaat sırasında dilekçe ekinde;
a) DSİ internet sayfasında ilan edilen müracaat şartlarında belirtilen ve projenin özelliğine göre istenen belgeler,
b) Şirketin şirket sözleşmesi veya esas sözleşmesi ile tadillerinin yayınlandığı ilgili Ticaret Sicil Gazetesi,
c) Şirketin tebligata esas kanuni tebligat ve elektronik tebligat adresleri,
ç) İmza sirküleri ve imza beyanı ve yetki belgelerinin noter tasdikli örnekleri,
d) Her yıl tutarı DSİ tarafından belirlenip ilan edilen en az üç yıl süreli geçici teminat mektubu,
e) Ek-3A formatında basılı ve CD ortamında hazırlanmış fizibilite raporu (5 kopya),
f) Fizibilite kontrol ücretinin yatırıldığına ilişkin dekont,
g) Ek-5 Taahhütnamede belirtilen hususlar çerçevesinde yatırılması gereken hizmet bedelinin yatırıldığına ilişkin dekont,
sunulur.
(2) Tüzel kişiler tarafından geliştirilen projelerde ilk başvuru esnasında, birinci fıkrada istenilen belgelerden (e), (f) ve (g) bentleri dışındaki tüm belgeler EK-4 ön başvuru raporu ve kontrol ücretiyle beraber teslim edilir. Bu projelerin DSİ tarafından üzerinde çalışılan fakat rapora bağlanmamış projeler ile çakışması durumunda DSİ çalışmalarının tamamlanmasına kadar müracaat kabul edilmez veya onaylanmaz.
(3) Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı kullanılan baraj, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde 2/10/2013 tarihli ve 28783 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik kapsamında kurulmak üzere, sermayesinin yarısından fazlası belediyeye ait olan tüzel kişilerce il özel idarelerine yapılan başvuru dilekçesi ekinde birinci fıkranın (b), (c), (ç), (d), (f) bentlerinde belirtilen evraklar ile;
a) Ek-3B formatında basılı ve CD ortamında hazırlanmış fizibilite raporu (5 kopya),
b) Su isale hattı veya atık su hatları üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda, tesisin kurulup işletilmesine ilişkin ilgili belediyeler arasında yapılacak protokol,
sunulur.
(4) Üçüncü fıkra kapsamında başvuru yapacak şirketin sermayesinin tamamı belediyeye ait olması halinde başvuru esnasında geçici teminat mektubu şartı aranmaz ve şirket Ek-2 ve Ek-5’de belirtilen bedellerden de muaf tutulur.
(5) Enerji üretimini de ihtiva eden çok ya da tek maksatlı veya enerji üretimini kapsamayan tek veya çok maksatlı olarak planlanmış projelere, proje kapsamında ortak tesisleri inşa halinde olan ve enerji tesisi ile ilgili kısımlarının DSİ tarafından iki yıl içerisinde tamamlanması öngörülen projeler ile elektrik üretim tesisi yapılmasına engel teşkil etmeyen kısımları tamamlanmış projelere ve DSİ tarafından uygun görülen projelere müracaat edilebilir. Bu durumda, ortak tesislere ilişkin yapılmış harcamalar ile geriye kalan işlerin bedeli toplamından ortaya çıkacak bedel üzerinden enerji payına isabet eden miktar hesaplanarak bu Yönetmelik hükümleri uygulanır. Herhangi bir sebeple ortak tesis inşaatının Şirketin enerji projesi ile eş zamanlı olarak tamamlanamaması durumunda Şirket, DSİ’den herhangi bir sebeple tazminat ve hak talebinde bulunamaz.
(6) 6446 sayılı Kanun kapsamında kurulmuş ve kurulacak olan hidroelektrik santraller için imzalanan su kullanım hakkı anlaşması hükümleri çerçevesinde DSİ’ye ödenecek olan enerji hissesi katılım payının hesabında esas alınacak tesis bedeli:
a) 2886 sayılı Devlet İhale Kanununa göre ihale edilen işler için tek veya çok maksatlı tesislerde tesisin ihaleye esas ilk keşfi;
1) Enerji tesisini ihtiva ediyorsa, tesisin DSİ tarafından yapılan kısmın ilk keşif bedeli,
2) Enerji tesisini ihtiva etmiyorsa, ortak tesise ait ilk keşif bedeli,
Yİ-ÜFE ile su kullanım anlaşmasının yapıldığı tarihe getirilmiş olan bedele, bu bedelin %30’u ilave edilmek suretiyle bulunan tutarı geçemez ve (2) numaralı alt bent kapsamına giren tesislerde, DSİ tarafından enerji tesisine harcanan miktar var ise Yİ-ÜFE ile hesaplanarak ayrıca enerji hissesi katılım payına ilave edilir. İlk keşif bedelinin güncellenmesinde, 8/9/1983 tarihli ve 2886 sayılı Devlet İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde keşif yılının ocak ayında yayınlanan Yİ-ÜFE değeri, imzalanan su kullanım hakkı anlaşmalarında bedel belirlenmişse bu bedelin hesabında kullanılan Yİ-ÜFE değeri esas alınır.
b) 4/1/2002 tarihli ve 4734 sayılı Kamu İhale Kanununa göre ihale edilen işlerde teklif tutarı, bu tutarın güncellenmesinde ise teklifin yapıldığı tarihten bir önceki ayın Yİ-ÜFE değerleri esas alınır. Teklif tutarıyla bitirilemeyen işlerde gerçekleşme miktarı esas alınır. İhale kapsamında teklif tutarı içerisinde ortak tesislere ait olmayan kalemlerin de bulunması ve bu kalemlerin bedel olarak ayırt edilememesi durumunda, işin sonunda kesin hesabın çıkarılmasına müteakip ortak tesisler için yapılan harcamaların toplamı tesis bedeli olarak dikkate alınır.
c) Proje kapsamında ortak tesisler ile ilgili kamulaştırmalar için yapılmış ve yapılacak olan ödemelerin Yİ-ÜFE ile su kullanım anlaşması tarihine getirilmiş bedelinin enerji hissesine düşen miktarının tamamı şirket tarafından ödenir.
(7) DSİ tarafından kesin projesi veya planlaması hazırlanmış olan çok maksatlı olarak planlanmış mutasavver projeler kapsamında hidroelektrik enerji üretim tesisi kurulmasının talep edilmesi ve bu talebin DSİ tarafından uygun görülmesi halinde ortak tesisin tamamı şirket tarafından DSİ’nin teknik kontrollüğünde ve DSİ ile şirket arasında yapılacak bir protokol çerçevesinde geliştirilir ve inşa edilir. Bu durumda şirket; bu Yönetmelik kapsamındaki sürelerden, Ek-2’de belirtilen havza hidrolojik gözlem, değerlendirme ve kontrol hizmet bedeli hariç diğer bedellerden ve Ek-5’teki taahhütnameden muaf tutulur.
(8) Yedinci fıkra kapsamındaki proje başvurularında şirket DSİ’den ortak tesis yatırımı ile ilgili katılım payı talep edemez. Bu Yönetmelik hükümlerine göre tanzim edilmiş anlaşma ve taahhütlerin uygulanmasında ilan edilen hizmet maksatları esas alınır.
(9) DSİ tarafından;
a) Geliştirilerek işletmeye alınmış enerji maksadı olmayan depolamalı veya depolamasız tesislerden yararlanarak enerji üretmek gayesiyle su kullanım hakkı anlaşması yapmak üzere DSİ’ye müracaat edilebilir.
b) İçinde içme, kullanma suyu temini maksadı bulunacak şekilde planlanan ve ortak tesisi 5 inci fıkra kapsamında DSİ tarafından inşa edilen/edilmekte olan barajlar ile Belediyeler tarafından inşa edilen barajlardan DSİ’ce uygun görülenlerin mansabındaki enerji üretim tesisini kurmak için ilgili Belediye veya su isale hattı üzerinde birden fazla belediyenin tahsis hakkı bulunması durumunda ilgili belediyeler arasında yapılacak protokol çerçevesinde sermayesinin yarısından fazlası belediyeye veya belediyelere ait olan tüzel kişilerce Su Kullanım Hakkı Anlaşması yapmak üzere DSİ’ye başvuru yapılması ve bu başvurunun DSİ’ce uygun bulunması halinde ilgili tüzel kişi ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanır.
(10) 4628 sayılı Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten önce elektrik üretim faaliyetinde bulunmuş, ancak anılan Kanunun yürürlük tarihinden sonra çeşitli sebeplerle üretim faaliyetinde bulunamamış veya dağıtım sistemine bağlanamamış atıl hidroelektrik santrallerin hak sahiplerinin müracaatlarının değerlendirilebilmesi için; başvuruyu yapan tüzel kişinin hidroelektrik santral üzerindeki hak sahipliğini gösterir belgeler, hak sahipliği konusunda ihtilaf olması halinde ilgililer arasındaki ihtilafın giderildiğine dair belge, hidroelektrik santralinde mevcut ya da varsa yapılmak istenen revizyona göre Ek-4 formatında basılı ve CD ortamında 3 kopya hazırlanmış rapor istenir. DSİ tarafından havzadaki mevcut projelere etkisi ve hak sahipliği şartı açısından gerekmesi halinde ilgili kurum ve kuruluşların da görüşünü alarak incelenen başvurunun uygun bulunması durumunda ilana çıkılmaksızın şirketten birinci fıkranın (b), (c), (ç), (d) ve (f) bentlerinde belirtilen belgeler ve EK-3 formatında basılı ve CD ortamında 5 kopya hazırlanmış fizibilite raporu istenir.
(11) Onuncu fıkra kapsamında başvurusu yapılan hidroelektrik santralin üretime hazır revizyon gerektirmeyen bir hidroelektrik santral olması ve bu durumun DSİ tarafından teyit edilmesi durumunda başvuru evraklarının sunulmasına müteakip su kullanım hakkı anlaşması imzalanarak proje lisans işlemleri için EPDK’ya yönlendirilir.
(12) Onuncu ve onbirinci fıkra kapsamında uygun bulunan projeler için Anlaşmanın yapıldığı yıldan başlamak üzere 1 kuruş/kWh bedelle bu Yönetmeliğin ilgili maddelerinde belirtilen hususlar çerçevesinde ilgili şirket ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanır.
Müracaatların ilanı ve taahhütname alınması
MADDE 7 – (1) Su kullanım hakkı anlaşması yapılmak üzere DSİ’ye müracaat eden şirket veya şirketler, Ek-2’de belirtilen ve DSİ’ye ödenmesi gereken hizmet bedellerinin ödendiğine ilişkin belgeleri, Ek-5’de yer alan taahhütname ile birlikte DSİ’ye ibraz eder.
(2) Başvurunun uygun bulunması durumunda yapılan ilk müracaat, DSİ internet sayfasında yayımlanır ve otuz gün boyunca proje diğer müracaatlara da açık tutulur. Son günün hafta sonu ya da resmi tatile rastlaması durumunda takip eden ilk mesai gününün bitimine kadar müracaat kabul edilir. Otuz gün sonunda kesinleşen müracaatlar ayrıca DSİ internet sayfasında yayımlanır.
(3) Lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvuruları, 6 ncı maddenin dokuzuncu fıkrasının (b) bendi ile onuncu fıkrası kapsamında başvurusu yapılanlar DSİ internet sayfasında ilan edilmez.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Fizibilite Raporu
Fizibilite raporlarının hazırlanması ve teslimi
MADDE 8 – (1) DSİ tarafından geliştirilen projelere müracaat olması halinde, şirketler Ek-3A’da belirtilen esaslar dâhilinde hazırlayacakları fizibilite raporlarını DSİ’ye teslim ederler.
(2) Fizibilite ve/veya kesin projesi hazır olan projeler ile Belediyeler tarafından içme suyu maksatlı işletilen barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularında DSİ tarafından gerekli görülmesi durumunda, fizibilite raporu istenir.
(3) Birinci fıkra kapsamındaki projeye birden fazla müracaat olması halinde fizibilite raporları incelendikten sonra fizibilitesi uygun bulunanlar arasından, 10 uncu maddede belirtilen esaslar dahilinde yapılan Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı toplantısında su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazanan şirkete, Ek-3’te belirtilen format doğrultusunda detaylı/güncellenmiş fizibilite raporu hazırlaması için yazı yazılır. Yazının tebliğ tarihinden itibaren doksan günü geçmeyecek bir süre için şirkete fizibilite raporu teslim tarihi verilir. Projeye başvuru esnasında alınan kontrol ücreti bu raporun incelenmesi için de geçerli olup ayrıca kontrol ücreti talep edilmez.
(4) Şirket, projenin bulunduğu havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile havzadaki mevcut ve gelecekteki bütün ihtiyaçları, menba gelişimi ve mansap su haklarını göz önünde bulundurarak son yılları da kapsayan hidrolojik verilere göre tadil çalışmalarını yapar. Şirket tarafından hazırlanan fizibilite raporu beş nüsha olarak hem yazılı hem de CD ortamında DSİ’ye teslim edilir. Hazırlanan fizibilite raporunun ilk sayfasında Ek-7’de verilen formatta Yönetici Bilgilendirme Formu yer alır.
(5) DSİ projeleri dışında tüzel kişiler tarafından geliştirilen yeni projeler için şirket, Ek-4’te belirtilen format doğrultusunda bir ön rapor hazırlayarak DSİ’ye müracaat eder. Hazırlanan ön raporun ilk sayfasında Ek-8’de verilen formatta Yönetici Bilgilendirme Formu yer alır. DSİ, teklif edilen projenin mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile ilişkisi açısından değerlendirmesini yapar, müracaatın uygun görülmesi halinde ve 7 nci maddenin ikinci fıkrasında belirtilen işlemlerin gerçekleştirilmesinden sonra, şirketten/şirketlerden Ek-3’te belirtilen esaslar dâhilinde fizibilite raporu hazırlanmasını ister.
(6) Beşinci fıkra kapsamında ilan edilen projeye birden fazla müracaat olması halinde DSİ tarafından yazının şirketlere tebliğ tarihinden itibaren doksan günü geçmemek üzere aynı fizibilite raporu teslim tarihi verilir ve bütün fizibilite raporları aynı tarihte teslim alınır.
(7) Şirket veya şirketler, projenin bulunduğu havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile havzadaki mevcut ve gelecekteki bütün ihtiyaçlar, menba gelişimi ve mansap su hakları göz önünde bulundurularak son yılları da kapsayan hidrolojik verilere göre belirtilen format doğrultusunda fizibilite raporunu hazırlar ve beş nüsha olarak yazılı ve CD ortamında konuya ilişkin yazının kendisine tebliğ tarihinden sonra doksan günü geçmemek üzere DSİ tarafından verilen süre içerisinde teslim eder.
(8) Altıncı ve yedinci fıkrada belirtilen hususlar çerçevesinde şirket veya şirketler tarafından fizibilite raporunun teslim edilmediği takdirde veya teslim edilen fizibilite raporunun yeterli bulunmaması halinde şirket veya şirketlere durum gerekçeleri ile eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir ve bu projelerden DSİ tarafından uygun bulunanlar yeniden başvuruya açılır.
(9) Şirket tarafından fizibilite raporu hazırlanma safhasında; havzada mevcut, inşa halinde ve mutasavver projeler ile mansap su haklarına ilişkin konular etüt edilir. Bu konularda DSİ’den bilgi talebinde bulunulması halinde, eldeki bilgiler DSİ tarafından şirkete temin edilir.
(10) Dördüncü ve dokuzuncu fıkra kapsamında hazırlanacak fizibilite raporunda havzanın özelliğine ve olabilecek gelişmesine bağlı olarak öngörülemeyen ancak ileride oluşabilecek ihtiyaçlar için meteorolojik şartlardan kaynaklanabilecek azalmalar dikkate alınmaksızın yıllık ortalama suyun DSİ’ce belirlenecek oranı şirket tarafından dikkate alınır.
(11) Şirket veya şirketler yapılacak fizibilite revizyonu ve fizibilite çalışmalarında, DSİ formülasyonuna göre teknik, ekonomik ve çevresel açıdan üstünlüğünün ve yapılabilirliğinin ortaya konulması veya ilave hidrolojik değerler ile yapılan hesaplamalar çerçevesinde proje temel karakteristiklerinde değişiklikler oluşması halinde farklı formülasyon teklifinde bulunabilir.
(12) Onbirinci fıkra kapsamında projelerinde revize yapılması talep edilen ve DSİ projesi formülasyonuna göre farklı formülasyon teklifinde bulunan şirket veya şirketlerin tekliflerinin DSİ tarafından kabul edilebilir bulunmaması halinde şirket veya şirketlere durum DSİ tarafından gerekçeleri ile birlikte bildirilir. Şirket yazının tebliğ tarihinden itibaren doksan gün içerisinde tadil edilmiş fizibilite raporunu DSİ’ye teslim eder.
(13) Üçüncü, yedinci ve onikinci fıkralarda belirtilen sürenin sonunda şirketin veya şirketlerin ilave süre talep etmesi halinde, bu süre, DSİ tarafından proje ile ilgili gerekçelerin uygun bulunması durumunda toplamda doksan günü geçmemek üzere uzatılabilir. Aksi takdirde bu şirket veya şirketlerin başvurusu reddedilmiş sayılır.
(14) Şirket veya şirketler tarafından sunulan fizibilite raporunun değerlendirilmesi sonucu veya şirketlerin talebi üzerine DSİ tarafından fizibilite raporunun revize edilmesi istenebilir. Revize fizibilite raporunun hazırlanması ve tesliminde bu maddede belirtilen ve şirkete yazılan yazıdaki hususlar dikkate alınır.
Fizibilite raporlarının değerlendirilmesi
MADDE 9 – (1) Fizibilite raporunun değerlendirilmesi safhasında genel olarak; projenin havzadaki tahsisli sular da dikkate alınarak DSİ ve tüzel kişilerce geliştirilen mevcut, inşa halinde ve mutasavver projelerine etkisi ve ilişkisi, hidrolojisi, optimizasyonu, teknik ve ekonomik yönden yapılabilirliği incelenir.
(2) Şirket tarafından hazırlanan fizibilite raporu kapsamında olabilecek yetersiz etüt ve değerlendirmelerden dolayı ilerideki safhalarda hidrolojik, jeolojik, teknik, çevresel, sosyal ve ekonomik yönden oluşabilecek her türlü olumsuz sonuçtan yalnız şirket sorumludur.
(3) Şirket tarafından DSİ’ye teslim edilen fizibilite raporu, DSİ’ce en fazla doksan gün içerisinde değerlendirilerek DSİ görüşü oluşturulur. Değerlendirme sonucunda fizibilite raporu kabul edilebilir bulunmayan şirket veya şirketlere durum gerekçeleri ile birlikte eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir.
(4) DSİ tarafından yapılan değerlendirme sonucu raporun kabul edilmesine engel teşkil etmeyecek eksikliklerin tespit edilmesi ve ayrıca;
a) Fizibilite raporunda öngörülen proje formülasyonunda (teklif edilen tesislerin konumları, kapasiteleri, boyutları gibi); planlama, ÇED, kati proje, uygulama projesi, inşaat ve işletme safhalarında şirket tarafından yapılan çalışmalardan kaynaklı mevcut formülasyon, kotlar ve su temin hesaplarında muhtemel bir değişiklik söz konusu olması ve bu değişikliklere yönelik DSİ'nin uygun görüşünün alınması halinde,
b) Havzada DSİ veya başka kurum ve kuruluşlarca yürütülen çalışmaların fizibilite raporunda revizyon gerektirmesi durumunda, şirketin yazılı talepte bulunması ve talebin DSİ’ce uygun görülmesi halinde
revize fizibilite raporu istenebilir.
(5) Aynı projeye birden fazla şirketin başvurması halinde, şirketlerin tamamının fizibilite raporlarının kabul edilmemesi veya projeye tek şirketin başvurması ve fizibilite raporunun kabul edilmemesi veya şirketin vazgeçmesi durumunda proje DSİ tarafından yapılacak değerlendirme sonucu uygun görülmesi halinde mevcut veya yeni formülasyona göre yeniden müracaata açılır.
(6) Fizibilite/revize fizibilite raporu hazırlanması ile fizibilite değerlendirilmesine ilişkin bütün süreler projenin özelliğine göre DSİ tarafından en fazla bir katı kadar artırılabilir ve bu durum şirketlere eş zamanlı ve yazılı olarak bildirilir. DSİ tarafından belirtilen sürenin sonuna kadar fizibilite/revize fizibilite raporu değerlendirilmesinin tamamlanamaması durumunda şirket DSİ’den herhangi bir hak talebinde bulunamaz.
(7) Belediyeler tarafından işletilen barajlar, su isale hatları ile atık su isale hatları üzerinde lisanssız üretim kapsamında kurulmak üzere yapılan proje başvurularına ilgili mevzuatta belirtilen süreler içerisinde DSİ tarafından gerekirse ilgili kurumların da görüşü alınarak yapılacak değerlendirme sonucu başvurunun uygun bulunması durumunda üretim tesisinin yapımının su rejimi açısından uygun bulunduğuna dair DSİ görüşü şirket ile imzalanacak Ek-10 Su Kullanım İzin Belgesi ile beraber başvurunun yapıldığı yerin il özel idaresine bildirilir.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Toplantısının Yapılması ve
Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının İmzalanması
Çoklu müracaatlarda su kullanım hakkı anlaşması imzalanacak şirketin belirlenmesi
MADDE 10 – (1) 7 nci maddenin ikinci fıkrası çerçevesinde ilan edilen projeye çoklu müracaat olması ve DSİ’ye sunulan birden fazla şirkete ait fizibilite raporlarının DSİ tarafından kabul edilebilir bulunması halinde, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 29 uncu maddesinin 1 inci fıkrası gereğince proje için su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazanacak şirket, aşağıdaki usullere göre belirlenir:
a) Fizibilitesi, DSİ tarafından kabul edilebilir bulunan şirketlere belirlenen gün ve saatte tekliflerini vermeleri için davet yazısı ile hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formu (Ek-6) eş zamanlı gönderilir.
b) Şirketler tekliflerini kapalı zarf içerisinde belirtilen gün ve saatte DSİ’ce belirlenen adrese teslim ederler. Dış zarf içerisinde;
1) Şirket unvanı altına şirketi temsil ve ilzama yetkili kişiler tarafından imzalanmış ve kaşelenmiş hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf,
2) 6 ncı maddenin birinci fıkrasının (b), (c) ve (ç) bentlerinde belirtilen ve başvuru dosyasında sunulan evrakların tevsik ettiği duruma ilişkin değişiklik hasıl olması halinde değişikliğe ilişkin evraklar bulunur. Geçici teminat mektubuna ilişkin olarak davet yazısında belirtilen hususlar dikkate alınır.
c) Zarflar teslim edildikten sonra şirketler tekliflerini değiştiremezler.
ç) Zarflar komisyon tarafından şirket yetkililerinin huzurunda açılır ve ilk dış zarf açıldıktan sonra gelen şirket teklifleri kabul edilmez.
d) Dış zarf açıldıktan sonra zarfın içerisinde sunulan belgelerden eksik, uygun olmayan veya değişenin tespit edilmesi halinde Komisyon Başkanı tarafından bunların hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf açılmadan önce şirket yetkilisinden tamamlanması istenir. Şirketlerin teklif zarfları açılmaya başlamadan önce eksik, uygun olmayan veya değişen belge/belgelerin tamamlanamaması halinde hidroelektrik kaynak katkı payı teklif formunun bulunduğu kapalı iç zarf açılmadan teklif geçersiz sayılır.
e) Teklif formunda, rakam ve yazı ile yapılan teklif miktarının farklı olması halinde, yazılı miktar esas alınır.
f) Geçerli bulunan teklifler en yüksekten en düşüğe doğru sıralanır, en yüksek teklifi veren şirketin su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazandığı belirlenir.
g) En yüksek teklifi eşit olarak birden fazla şirketin vermesi halinde, en yüksek eşit teklifi vermiş olanlardan aynı oturumda kapalı zarf ile birinci tekliften daha az olmamak kaydı ile yeniden teklif alınır. Yeniden teklif alınması durumunda, teklif vermeye yetkili şirket yetkilisinin bulunmaması halinde, şirketçe herhangi bir hak ve yeni teklif verme talebinde bulunulamaz.
ğ) Kapalı zarf ile teklif verme toplantısına, davet edilen şirketlerden sadece birinin katılması ve bu şirket temsilcisinin zarf içerisinde sunduğu yukarıda belirtilen belgelerin ve geçici teminatın geçerli olduğunun tespiti halinde, söz konusu şirketin vermiş olduğu teklifteki oran komisyonun önerisi üzerine DSİ Genel Müdürünün onayı ile kabul edilebilir.
h) Kapalı zarf usulü ile belirlenen en yüksek teklif sahibi ve diğer teklif sahibi şirketler bir tutanakla tespit edilir ve tutanakta;
1) Seçim işlemine dayanak oluşturan komisyon kurulması Oluruna,
2) Toplantı ve karar işlemlerine,
3) Davet edilen şirketler, kapalı teklif toplantısına evrak sunan şirketler ile en yüksek hidroelektrik kaynak katkı payını teklif eden şirkete ilişkin bilgilere,
4) Komisyon tarafından ilave edilmesinde yarar görülen diğer hususlara ilişkin bilgilere
yer verilir.
Hidroelektrik kaynak katkı payı teklifinin verilmesi ve güncellenmesi
MADDE 11 – (1) Verilen tekliflerin 1000 TL/MW ve katları olması zorunludur.
(2) Tekliflerde kurulu gücü 1 MW’ın altında olsa bile alt sınır değeri 1000 TL/MW olup bu değerin altında verilen teklifler geçersiz sayılır.
(3) DSİ’ce geliştirilen projeler için DSİ internet sitesinde başvuruya açılan proje bilgilerinde belirtilen kurulu güç, tüzel kişilerce geliştirilen projeler için ise DSİ internet sitesinde toplantı tarihlerinin ilan edildiği proje bilgilerinde belirtilen kurulu güç, ödemeye esas toplam kurulu güç olarak dikkate alınacaktır.
(4) Şirket tarafından proje kapsamında yapılacak çalışmalar sonucu kurulu güçte meydana gelecek artış veya azalış, ödenmesi taahhüt edilen birim megavat başına katkı payı tutarının hesaplanmasında dikkate alınmaz.
(5) Katkı payı ödemesi tutarının hesaplanmasında aşağıdaki formül uygulanır. Katkı payı bu formüle göre lisans süresi sonuna kadar her yıl tahsil edilmeye devam edilir:
Yıllık hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Tutarı= PxTxK
T= Birim MW kurulu güç başına hidroelektrik kaynak katkı payı teklifi (TL)
P = Tesisin ilan edilen toplam MW kurulu gücü
K = Güncelleştirme katsayısı
K = K1/K3
K1 = Ödemeye esas üretim yılında gerçekleşen Yıllık Ortalama Piyasa Takas Fiyatı (Kr.)
K3 = Teklifin verildiği yılda gerçekleşen Yıllık Ortalama Piyasa Takas Fiyatı (Kr.)
(6) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce imzalanan Su Kullanım Hakkı Anlaşmalarında yer alan K1 tanımı, ödemeye esas üretim yılında gerçekleşen yıllık ortalama piyasa takas fiyatı şeklinde uygulanır.
Su kullanım hakkı anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığına dair belgenin verilmesi
MADDE 12– (1) Bu Yönetmeliğin;
a) 7 nci maddesinin ikinci fıkrası çerçevesinde ilan edilen projeye tek şirket tarafından başvuru yapılması ve bu şirketin incelenen fizibilite raporunun uygun bulunması veya projeye çoklu müracaat halinde fizibilite raporlarının incelenmesi sonucu tek bir şirketin fizibilite raporunun uygun bulunması halinde fizibilite raporu kabul edilebilir bulunan şirkete; varsa eksikliklerin tamamlanması kaydıyla, su kullanım hakkı anlaşması imzalayabilmeye hak kazandığı yazılı olarak bildirilir. Ayrıca yazıda, şirkete yazının tebliğ tarihinden itibaren otuz iş günü içerisinde EPDK’ya önlisans için müracaatı istenir. Bu süre içerisinde EPDK’ya müracaat etmeyen şirketler hakkını kaybeder ve bu durum ilgili kurum tarafından DSİ’ye yazı ile bildirilir.
b) Yürürlük tarihinden sonra ilan edilen bu kapsamdaki projeler için ilgili şirketlerden 1000 TL/MW tutarında hidroelektrik kaynak katkı payı alınacak olup ödemeye esas toplam kurulu güç olarak imzalanacak Su Kullanım Hakkı Anlaşmalarında belirtilen MWm esas alınır.
(2) Birinci fıkra kapsamında şirkete yazılan yazıdan EPDK’ya da ayrı bir yazı ile bilgi verilir. Bu yazı ayrıca ÇED sürecinin başlatılması için ilgili kuruma da gönderilir.
(3) 10 uncu madde hükümleri çerçevesinde belirlenen şirketin projesinin DSİ projesi olması durumunda şirketten 8 inci maddenin üçüncü fıkrası çerçevesinde fizibilite raporu istenir. Şirket tarafından sunulan fizibilite raporu 9 uncu maddenin birinci, ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkralarında belirtilen hükümler çerçevesinde değerlendirilir.
(4) 10 uncu madde ile bu maddenin üçüncü fıkrası hükümleri çerçevesinde tesis edilecek işlemlerden sonra su kullanım hakkı anlaşması imzalamaya hak kazandığı DSİ tarafından kendisine bildirilen şirketin önlisans ve ÇED başvurusuna ilişkin olarak bu maddenin birinci ve ikinci fıkrasında belirtilen hükümler çerçevesinde işlem tesis edilir.
(5) EPDK tarafından önlisans verilen şirket, 25/11/2014 tarihli ve 29186 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED gerekli değildir kararını veya ÇED olumlu kararını alarak su kullanım hakkı anlaşması imzalamak için DSİ’ye müracaat eder. DSİ görüşünde, fizibilite raporunda giderilmesi gereken eksikliklerin belirtilmiş olması ve şirket tarafından belirtilen eksikliklerin giderildiğine ilişkin DSİ’den uygunluk görüşünün henüz alınmamış olması halinde, şirket DSİ’ye müracaat tarihinden itibaren otuz gün içerisinde söz konusu eksiklikleri gidererek DSİ’ye tadil edilmiş fizibilite raporunu teslim eder. Tadil edilmiş fizibilite raporunun DSİ tarafından uygun görülmesini müteakip otuz gün içerisinde noter huzurunda su kullanım hakkı anlaşması imzalanır ve konu hakkında DSİ tarafından EPDK’ya bildirimde bulunulur.
(6) Birinci ve dördüncü fıkra kapsamında şirkete bildirilen DSİ görüşünde fizibilite raporunda giderilmesi gereken herhangi bir eksiklik bulunmuyorsa, DSİ ile şirket arasında müracaat tarihinden itibaren otuz gün içerisinde noter huzurunda Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır.
(7) Su kullanım hakkı anlaşmasının DSİ’den kaynaklanan sebeplerle öngörülen süre içerisinde imzalanamaması durumunda şirket DSİ’den herhangi bir hak talebinde bulunamaz.
(8) Şirketin süresi içinde önlisans/üretim lisans başvurusunda bulunmaması, başvurusunun EPDK tarafından reddedilmesi/iptal edilmesi/sonlandırılması veya başvurunun yapılmamış sayılması halinde, başvuruya konu hidroelektrik projesi DSİ tarafından projeye ilişkin yapılacak değerlendirme neticesine göre DSİ internet sayfasında yeniden yayımlanarak başvuruya açılır. Bu fıkra kapsamına giren tüzel kişiler, tekrar ilana çıkarıldığında aynı proje için başvuruda bulunamaz.
(9) EPDK’ya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalayabilmeye hak kazanıldığı bildirilen veya Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmış projeler için; Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu kararıyla bu proje kapsamındaki hak ve yükümlülüklerin Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği çerçevesinde başka bir tüzel kişiye devredilmesine onay verilmesi halinde, müracaatı üzerine onay verilen tüzel kişi ile Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır. Bu fıkra kapsamında Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanacak olan projenin, daha önce Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmış olan proje olması halinde, ilk su kullanım hakkı anlaşmasının imzalandığı tarih, bu Yönetmeliğin EK-1’inin 4 üncü maddesinin son fıkrasına eklenmek suretiyle Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır.
Su kullanım hakkı anlaşmasına ilişkin hükümler
MADDE 13 – (1) Ek-1’de yer alan tip su kullanım hakkı anlaşmasında belirtilen hükümler kapsamında imzalanan anlaşmanın bir örneği yazı ile EPDK’ya gönderilir.
(2) Ek-1’de yer alan su kullanım hakkı anlaşmasına, projenin özelliğine bağlı olarak özel hükümler eklenebilir.
(3) Başvurulan projenin ortak tesis kullanımının bulunmaması, depolama tesisi olmaması ve kaynak katkı payı ihtiva etmemesi durumlarında, Ek-1’de yer alan Su Kullanım Hakkı Anlaşması metninden ilgili hükümler DSİ tarafından çıkarılır.
(4) Su kullanım hakkı anlaşması, önlisans/lisans süresince ve önlisansın/lisansın yürürlükte olduğu sürece geçerli olur. Lisans alınamaması veya alınan lisansın sona ermesi veya iptali halinde Su Kullanım Hakkı Anlaşması hükümsüz kalır. Lisansın yenilenmesi halinde, mevcut su kullanım hakkı anlaşması eski hak ve mükellefiyetleri ile yenilenir. Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında ÇED gerekli değildir veya ÇED olumlu kararının herhangi bir şekilde iptal edilmesi durumunda Su Kullanım Hakkı Anlaşması hükümsüz sayılır. Lisansın sona ermesi, iptali veya Su Kullanım Hakkı Anlaşmasının feshi hallerinde inşa/işletme aşamasındaki tesislerin durumuna ilişkin hususlar DSİ ve EPDK tarafından ayrıca belirlenir.
(5) Su kullanım hakkı anlaşmasının imzalandığı tarih olarak noter tasdik tarihi esas alınır.
Doğal hayatın devamı için bırakılacak su ve üzerindeki projeler
MADDE 14 – (1) Şirket, dere yatağının su alma yeri mansabında doğal hayatın idamesini sağlar ve bu kesimde su haklarını karşılayacak miktardaki suyu kesintisiz ve dalgalanma yapmadan yatağa bırakır. Doğal hayat için dere yatağına bırakılacak suyun miktar ve zamanlaması, kurulacak hidroelektrik enerji üretim tesisleri ile ilgili şirket tarafından hazırlanarak Çevre ve Şehircilik Bakanlığından onay alınacak olan ÇED raporu, Proje Tanıtım Dosyası’nda belirlenir. Ancak, doğal hayatın devamı için mansaba bırakılacak su miktarı projeye esas alınan son on yıllık ortalama akımın en az %10’u olması zorunludur. ÇED raporu sürecinde ekolojik ihtiyaçlar göz önüne alındığında bu miktarın yeterli olmayacağının belirlenmesi durumunda miktar arttırılır. Belirlenen bu miktara mansaptaki diğer teessüs etmiş su hakları ayrıca ilave edilecek ve kesin proje çalışmaları belirlenen toplam bu miktar dikkate alınarak yapılır. Nehirde son on yıllık ortalama akımın %10’undan daha az akım olması halinde suyun tamamı doğal hayatın devamı için mansaba bırakılır.
(2) Barajlı projeler kapsamında ÇED raporunda belirlenen doğal hayatın devamı için bırakılacak su üzerinde ayrı bir santral kurma imkânının bulunması halinde bu duruma ilişkin şirketin yazılı talebi üzerine istenecek fizibilite raporunun DSİ tarafından uygun bulunması halinde buna izin verilir. Bağlantı esasları dâhilinde bu projenin ilgili kurum/kuruluş tarafından ayrı bir tesis olarak değerlendirilmesi durumunda bu proje için ayrı Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanır. Barajı işleten/işletecek tüzel kişilik ile bu tesisi işleten/işletecek tüzel kişilik aynı olmak zorundadır.
(3) Ortak tesisi DSİ, HES kısmı özel sektör tarafından inşa edilen projeler kapsamında doğal hayatın devamı veya diğer maksatlar için bırakılan/bırakılacak su üzerinde ayrı bir santral kurma imkânının bulunması halinde, bu santral teknik ve işletme kolaylığı açısından HES yatırımcısı tarafından aşağıda belirtilen hususlar çerçevesinde tesis edilir:
a) Yapılacak ilave HES’ten elde edilecek elektrik üretiminin %50’si aşağıdaki formül çerçevesinde her yıl Ocak ayı içerisinde DSİ’ye ödenir. Kaynak katkı payı ihtiva eden projelerde ilave HES’ten elde edilecek elektrik üretimine karşılık gelen bedel, hesaplanan kaynak katkı payı güncel değerinin (K1) değerini %50 oranında aşması durumunda; ödemelerde %50 oranı dikkate alınır.
İKP = E x K1x 1/2 x1/100
İKP : İlave hidroelektrik kaynak katkı payı (TL/yıl)
E : Bu tesis için Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) veya ilgili dağıtım şirketinden alınacak yıllık sisteme verilen enerji üretim miktarı (kWh)
b) Doğal hayat suyu üzerine kurulacak HES’i işleten/işletecek tüzel kişilik aynı olmak zorundadır. HES’i işleten/işletecek tüzel kişiliğin bu tesisi kurmak/işletmek istememesi halinde, proje DSİ internet sitesinde başvuruya açılır.
Su kullanım hakkı anlaşmasının tadil edilmesi
MADDE 15 – (1) Su kullanım hakkı anlaşması aşağıdaki durumlarda tadil edilir:
a) İmzalanmış su kullanım hakkı anlaşmasında aşağıdaki unsurların değişmesi;
1) Kurulu güç,
2) Tesis tipi,
3) Tesisin kurulacağı il,
4) Şirket unvanı.
b) Su kullanım hakkı anlaşmasının herhangi bir maddesinde sehven hata yapıldığının anlaşılması.
c) Mevzuat değişikliklerinin su kullanım hakkı anlaşmasının tadil edilmesini gerektirmesi.
(2) Noter huzurunda imzalanan tadil edilmiş su kullanım hakkı anlaşmasına ilişkin olarak DSİ tarafından EPDK’ya bildirimde bulunulur.
ÇED ve mansap su hakları raporu
MADDE 16 – (1) İnşa edilen/edilecek bütün tesisler ile malzeme ocaklarına ilişkin olarak Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınması şirketin sorumluluğunda olup su kullanım hakkı anlaşması imzalanması öncesi bu kararların ibraz edilmesi zorunludur.
(2) Şirket, su kullanım hakkı anlaşması imzalanmadan önce DSİ’ce belirlenen kriterlere göre ekonomik değerlendirmeleri de içeren Mansap Su Hakları Raporunu ve gerekmesi halinde ekonomik değerlendirmeleri de içeren Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporunu hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar. Mansap Su Hakları Raporu ile Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporları, Şirket tarafından her on yılda bir DSİ’ce belirlenen kriterlere göre yeniden revize edilerek güncellenir ve DSİ’nin onayını alır.
(3) İnşa edilen/edilecek bütün tesisler ile malzeme ocaklarına ilişkin olarak Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği kapsamında gerekli olan kararın alınmasına esas teşkil eden ÇED Raporu veya Proje Tanıtım Dosyasında verilen taahhütlerin gerçekleştirilmemesi ve olumsuz sonuçlardan şirket sorumludur.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Çeşitli ve Son Hükümler
Kot artırma ve kot kaydırma talepleri
MADDE 17 – (1) Projede izin verilen kotların değiştirilmesine yönelik teknik gerekçelerden kaynaklı kot artırma ve kot kaydırma talepleri aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde değerlendirilecektir;
a) Regülatörlü projelerde (kontrollü ve kontrolsüz) maksimum su kotu olarak 100 yıllık taşkın su kotu esas alınır ve bu kot menbadaki (varsa) projenin kuyruksuyu kotunu etkilemeyecek şekilde belirlenir.
b) Barajlı projelerde maksimum su kotu olarak maksimum işletme su kotu esas alınır, bu kot kamulaştırma ve varsa içmesuyu koruma sahasını etkilemeyecek şekilde belirlenir.
c) Su kullanım hakkı anlaşması imzalanmış projelerde anlaşmanın imzalanmasına esas fizibilite raporu kotları esas alınacaktır. Ancak geçici kabulden önce şirket tarafından yapılan ilave çalışmaların sonucu projenin DSİ internet sitesinde başvuruya açıldığı/uygun bulunduğu kotlardan çeşitli sebeplerle kullanılmayan kısmın şirket tarafından tekrar kullanılmasının talep edilmesi halinde bu talep; kotların müsait olması, yeni durumdaki brüt düşünün projenin DSİ internet sitesinde başvuruya açıldığı formülasyondaki brüt düşüyü aşmaması şartıyla DSİ tarafından kabul edilebilir. Bu talep kot artışı olarak değerlendirilmez. Bu bent hükmü bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce tamamlanmış projelerden bu kapsama girenlere de uygulanır.
ç) Santral koordinatları değişmeden DSİ’den uygun görüş almak şartıyla; santralın gömülmesi ve yapılacak yatak taraması neticesinde kuyruk suyu kotunun düşürülmesi ile projenin brüt düşüsünde meydana gelecek artış kot artışı olarak değerlendirilmez. Ancak DSİ’nin uygun görüşü alınmadan dere yataklarına müdahalede bulunulamaz. Bu hususta ilgili mevzuatta belirtilen esaslara uyulur.
(2) Kot artışlarında aşağıdaki formüller çerçevesinde işlem tesis edilir:
a) Projede hidroelektrik kaynak katkı payı yok ise uygulanacak formül:
İKP = (H2- H1) / H2 x E x K1 x 1/2 x 1/100
İKP : İlave hidroelektrik kaynak katkı payı (TL/yıl)
H1 : Tesisin kot değişikliği öncesi düşüsü (m) (Regülatörlü projelerde; Q100 kotu ile santral kuyruk suyu kotu arasındaki fark, barajlı/depolamalı projelerde; maksimum işletme su kotu ile santral kuyruk suyu kotu arasındaki fark)
H2 : Kot değişikliğinden sonraki düşü (m)
E : Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) veya ilgili dağıtım şirketinden alınacak yıllık sisteme verilen enerji üretim miktarı (kWh)
b) Projede Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı var ise uygulanacak formül:
1) Kaynak Katkı Payı Toplantısı bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce yapılmış projeler için;
KP = [(H2- H1) / H2] x E x K1 x 1/2 x1/100 + (H1 / H2) x KR x E x K1/K2 x1/100
K2= Teklif yılındaki EPDK tarafından belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Satış Fiyatı.(Kr.)
KR: Şirket tarafından Toplantıda DSİ'ye birim kilowattsaat (kWh) başına ödenmesi taahhüt edilen Kuruş/100
2) Kaynak Katkı Payı Toplantısı bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra yapılan projeler için;
KP = [(H2- H1) / H2] x E x K1 x1/2 x1/100 + (H1 / H2) x T x P x K1/K3
KP : Toplam Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı (TL/yıl)
(3) Aynı su kaynağı üzerinde bulunan ve aralarında başka proje bulunmayan iki (veya daha fazla) projenin DSİ’nin uygun görüşüyle birleştirilmesi durumundaki kot artışlarına ilişkin olarak;
a) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce toplantısı yapılmış birleştirilen projeler kaynak katkı payı ihtiva ediyorsa birleştirilen yeni proje için belirlenen yeni kaynak katkı payı değeri göz önüne alınarak uygulanacak formül,
KP = (HX/ HY) x E x K1 x 1/2x1/100 + [(HY- HX)/ HY] x aY x E x K1/K2 x1/100
aY : Yeni Katkı Payı Değeri Q1: 1 Nolu Tesisin Ortalama Debisi
H1 : 1 Nolu Tesisin Brüt Düşüsü a1: 1 Nolu Tesisin Katkı Payı Değeri
Qn : N Nolu Tesisin Ortalama Debisi Hn: N Nolu Tesisin Brüt Düşüsü
an : N Nolu Tesisin Katkı Payı Değeri QY: Yeni Tesisin Ortalama Debisi
HY : Birleştirilen Projenin Brüt Düşüsü
HX : Proje kapsamına alınan kot
Yukarıdaki formülde verilen (aY) değerinin hesaplanmasında aşağıdaki formüller kullanılacaktır:
a. 1) HY ≥ H1+...+ Hn ise aY = [(Q1 xH1xa1)+...+(QnxHnxan)] / [QYx(H1+...+Hn)]
a. 2) HY <H1+...+ Hn ise aY = [(Q1xH1xa1)+...+(QnxHnxan)] / (QYxHy)
1) Birleştirilen proje için su temin hesaplarının ilk duruma göre yenilenmiş olması durumunda, ilk durumdaki ayrı projelerin su temin hesapları da bu değerler ışığında yenilenir ve hesaplamada bu değerler esas alınır.
2) Birleştirilen projelerden birden fazlasının katkı payının olması ve bu projelerin katkı payı toplantılarının farklı yıllarda yapılmış olması durumunda birleştirilen projeler hangi proje üzerinden devam edecekse, diğerinin teklif değeri devam edecek projenin teklif yılına güncellenerek formüle yerleştirilir.
b) Projeler kaynak katkı payı ihtiva etmiyorsa uygulanacak formül:
İKP = (HX/ HY) x E x K1x 1/2 x 1/100
(4) Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden sonra toplantısı yapılmış projeler için birleştirme talebi gelmesi durumunda talebe ilişkin olarak uygulanacak formül:
KP = (HX/ HY) x E x K1x1/2 x 1/100 + [(HY- HX)/ HY] x aY x Pt x K
Pt: 11 inci maddede belirtilen esaslar dâhilinde projelerin birleşmeden önceki kurulu güç toplamı
(5) Birleştirilen projelerde birleştirmeden sonra kot artış talebinin gelmesi durumunda ikinci fıkrada belirtilen hususlar çerçevesinde işlem tesis edilir.
(6) DSİ’nin uygun görüş vermesi halinde, projenin brüt düşüsünü arttırmamak ve proje kotlarının tamamen izin verilen kotlar dışına çıkarılmaması şartıyla gelen proje kotlarının kaydırılması yönündeki talepler uygun olarak değerlendirilir. İlk projenin toplam brüt düşüsünü aşacak şekilde gelen taleplerde ise aşan kısım kot artışı olarak değerlendirilir ve ikinci fıkra hükümleri çerçevesinde işlem tesis edilir.
(7) Ortaklık yapısı aynı olan şirketlere ait ardışık projelerin kendi içerisinde kot kaydırma talepleri kot artışı olarak değerlendirilmez.
(8) Kot artışından kaynaklı olarak yukarıda verilen formüller çerçevesinde hesaplanacak katkı payı tutarları şirketler ile imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmasına veya ek mukaveleye derç edilecek özel hükümde belirtilen esaslar dahilinde işletme süresince DSİ’ye ödenir.
Geçici teminat mektubu ile ilgili esaslar
MADDE 18 – (1) DSİ başvuru esnasında alınan geçici teminat mektubunun tutarını projenin özelliğine göre beş katına kadar arttırabilir.
(2) Başvuru esnasında alınan geçici teminat mektubunun geçerlilik süresi içerisinde su kullanım hakkı anlaşmasının imzalanamayacağının anlaşılması durumunda teminat mektubunun süresi uzatılır. Şirket eski geçici teminat mektubunun süresi dolmadan yeni teminat mektubunu idareye vermek zorundadır.
(3) Geçici teminat mektubunun geçerlilik süresi içerisinde Su Kullanım Hakkı Anlaşması imzalanmayan projelerde şirketler, mektup üzerindeki geçerlilik tarihinden otuz gün öncesine kadar en az bir yıllık süre uzatım yazılarını DSİ’ye sunmak zorundadır. Şirket yükümlülüğünü yerine getirmediği takdirde DSİ tarafından şirkete mektubun geçerlilik tarihinden otuz gün önce uyarı yazısı yazılarak mektubun geçerlilik tarihinden on gün öncesine kadar gereğinin yapılması şirketten istenir. DSİ’nin talebi yerine getirilmediği takdirde geçici teminat mektubunun bitim süresinden on gün önce ilgili bankaya yazı yazılarak irat kaydedilmesi DSİ tarafından istenir.
(4) 6 ncı maddenin dördüncü fıkrası hükümleri çerçevesinde yapılacak başvurularda geçici teminat mektubu şartı aranmaz.
(5) Başvuruda alınan geçici teminat mektupları DSİ tarafından uygun görülmesi halinde davet yazısında belirtilmek üzere hidroelektrik kaynak katkı payı toplantısı için de geçerli olur.
(6) DSİ’ye sunulacak geçici teminat mektubu tutarı, birden fazla bankadan temin edilen geçici teminat mektupları ile de sağlanabilir.
(7) Geçici teminat mektubu aşağıdaki hallerde şirkete iade edilir:
a) Tekli başvurulara ilişkin geçici teminat mektupları ile birden fazla başvurularda en yüksek teklif veren şirkete ait geçici teminat mektupları DSİ ile su kullanım hakkı anlaşması imzalanmasını müteakip yetkililere tutanakla geri verilir.
b) Geçici teminat mektupları, 10 uncu madde uyarınca yapılacak olan Hidroelektrik Kaynak Katkı Payı Toplantısının tamamlanmasının ardından, en yüksek teklifi vermiş olan şirket hariç diğer şirket yetkililerine tutanakla geri verilir.
c) 6 ncı madde kapsamında yapılacak başvurudan sonra şirketin, başvurusu DSİ internet sitesinde ilan edilmeden başvurusundan vazgeçmesi veya DSİ tarafından yapılan inceleme neticesinde şirketin başvurusunun reddedilmesi halinde iade edilir. Şirketin başvurusuna ilişkin olarak herhangi bir inceleme işlemi tesis edilmemiş ise yatırılan kontrol ücretleri de iade edilir.
ç) Şirketten kaynaklanmayan bir sebeple projenin iptal edilmesi durumunda iade edilir.
d) Projeye başvuru yaptıktan sonra projenin herhangi bir aşamasında ortaya çıkan ve projenin yapılabilirliğini olumsuz etkileyen duruma ilişkin olarak ayrıca projenin teknik veya ekonomik olarak yapılabilirliğinin kalmaması sebebiyle veya yapılması halinde çevreye vereceği ağır tahribattan dolayı şirket tarafından vazgeçme talebi gelmesi durumunda bu hususlarda şirket tarafından hazırlanacak teknik raporun DSİ tarafından kabul edilmesi halinde geçici teminat mektubu şirkete iade edilerek proje başvurusu iptal edilir.
e) Şirketin başvuru esnasında bilgi sahibi olamayacağı başvuru tarihinden sonra rapora bağlanmış bir proje ile çakışma veya DSİ tarafından verilen/duyurulan bilgilerin hatalı veya eksik olmasından kaynaklı bir olumsuzluktan dolayı proje başvurusunun aynı havza içerisinde revize edilme şansının da olmaması durumunda proje başvurusu iptal edilerek yatırılan ücretler ve geçici teminat mektubu şirkete iade edilir.
f) Yeni bir geçici teminat mektubunun sunulması durumunda mevcut geçici teminat mektubu iade edilir.
(8) Geçici teminat mektubu, bu Yönetmelikte belirlenen herhangi bir yükümlülüğün şirketler tarafından yerine getirilmemesi halinde irat kaydedilir.
(9) Her ne surette olursa olsun, idarece alınan teminatlar haczedilemez ve üzerine ihtiyati tedbir konulamaz.
Şirketin yükümlülükleri ile ilgili esaslar
MADDE 19 – (1) Şirket ilgili mevzuatta belirtilen yükümlülükler ile aşağıdaki yükümlülüklere uymak zorundadır:
a) DSİ tarafından talep edilen veya DSİ’ye sunulacak olan bildirim, rapor ve diğer evrakları ilgili mevzuatta düzenlenen usul ve esaslar ile DSİ tarafından bu konuda yazılan yazılarda belirtilen hususlara uygun olarak DSİ’ye sunmak.
b) DSİ tarafından ilgili mevzuat çerçevesinde verilen tüm talimatlara uymak.
c) DSİ tarafından istenen her türlü bilgi ve belgeyi zamanında, tam ve doğru olarak Kuruma vermek.
ç) Su kullanım hakkı anlaşmasında belirtilen hükümlere uymak.
d) Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmamış projelerde, projeyle ilgili geçerli geçici teminat mektubunu DSİ’de bulundurmak.
e) DSİ’ye ödenmesi gereken ücretleri eksiksiz ve zamanında yatırmak.
f) Faaliyet alanlarına göre ilgili diğer mevzuatların gereklerini yerine getirmek.
(2) Şirket, tesislerin yapı denetimi konusunda 18/12/1953 tarihli ve 6200 sayılı Kanunun ek 6 ncı maddesi ve ilgili mevzuat hükümlerine uymakla yükümlüdür.
Bildirimler
MADDE 20 – (1) DSİ’ce bu Yönetmeliğe göre yapılacak her türlü tebligat hakkında 11/2/1959 tarihli ve 7201 sayılı Tebligat Kanunu hükümleri uygulanır.
Yürürlükten kaldırılan yönetmelik
MADDE 21 – (1) 26/6/2003 tarihli ve 25150 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanım Hakkı Anlaşması İmzalanmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik yürürlükten kaldırılmıştır.
Mevcut su kullanım hakkı anlaşmaları
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında tanımlanan mevcut sözleşmeler arasında yer alan ve işletmede bulunan hidroelektrik üretim tesislerini işleten tüzel kişilerin, imzalamış oldukları mevcut Su Kullanım Hakkı Anlaşmaları EPDK’dan lisans almaları şartıyla üretim lisansı süresince geçerlidir.
(2) Mevcut sözleşmeleri çerçevesinde faaliyet gösteren ve DSİ katılım payları tarife yoluyla TETAŞ tarafından ödenen işletmedeki yap-işlet-devret modeli hidroelektrik santrallerin sözleşmelerinde ABD Doları cinsinden yer alan DSİ enerji katılım payları, sözleşmede yer aldığı miktarda ödeme tarihindeki Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankası döviz kuru üzerinden her işletme yılının sonunda DSİ’ye ödenir.
(3) Yap işlet devret modeli kapsamında elektrik enerjisi üretimi faaliyeti gösteren şirketlerin ortak tesislere ait enerji payı yatırım bedeli geri ödemesi her işletme yılının sonunda yapılır. Mevcut Su Kullanım Hakkı Anlaşmasında belirtilen ödeme süresi aynı kalır. Ancak bakiye para miktarı için Yİ-ÜFE uygulanır.
(4) Otoprodüktör ve otoprodüktör grubu şirketlerin mevcut Su Kullanım Anlaşmalarındaki ortak tesislere ait enerji payı yatırım bedeli geri ödemesine ilişkin hükümler, şirketlerin talebi halinde, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde tadil edilir.
(5) Mevcut sözleşmeler kapsamındaki üretim tesisleri için ilgili tüzel kişilere EPDK tarafından ilgili mevzuat kapsamında resen lisans verilmesi halinde, mevcut sözleşmelerindeki hak ve yükümlülüklerle ve sözleşme süresi ile sınırlı olmak kaydıyla su kullanım hakkı anlaşmaları bu Yönetmelik çerçevesinde yenilenir.
Taşınmazların EÜAŞ’ye devri
GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 6200 sayılı Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü Teşkilat ve Görevleri Hakkında Kanunun ek 1 inci maddesi çerçevesinde; DSİ tarafından inşa edilmiş, işletmeye alınmış ve işletmeye alınacak hidroelektrik üretim tesisleri için Su Kullanım Hakkı Anlaşmasına ilişkin hükümler, bu tesislerin enerji üretimiyle ilgili kısımları ve bunların mütemmim cüzleri olan taşınmazların EÜAŞ’ye devir işlemlerine ait usul ve esasları belirleyen ilgili mevzuat hükümlerine göre düzenlenir. Bu kapsama girmeyen ve EÜAŞ tarafından işletilmekte olan üretim tesisleri için imzalanacak su kullanım hakkı anlaşmaları da bu maddede belirtilen hükümlere göre imzalanır.
Müracaat süresini geçiren şirketler
GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelikle yürürlükten kaldırılan yönetmeliğin 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (i) bendi kapsamında DSİ’ye süresi içerisinde müracaat etmemiş şirketlerin bu maddenin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren altmış gün içerisinde DSİ’ye müracaat etmeleri halinde işlemler kaldığı yerden devam eder.
Teminat ve hizmet bedelleri
GEÇİCİ MADDE 4 – (1) 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 9 uncu maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca mevcut üretim veya otoprodüktör lisanslarını ya da lisans başvurularını sonlandırmak için EPDK’ya başvuru yapan şirketlerden başvurusu uygun bulunanların EPDK tarafından DSİ’ye bildirilmesi durumunda şirketlerin varsa DSİ’deki geçici teminat mektupları iade edilir.
(2) Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin geçici 8 inci maddesinin ikinci fıkrasının (b) bendi ve üçüncü fıkrası uyarınca başvurusu EPDK tarafından reddedilen şirketlerin varsa DSİ’deki geçici teminat mektupları irat kaydedilmeyerek iade edilir.
(3) Birinci fıkrada belirtilen projelerin DSİ veya mülga EİE tarafından geliştirilen projeler olması durumunda bu projelere başvuru esnasında projenin özelliğine göre şirketlerden alınan taahhütname çerçevesinde şirketler tarafından DSİ veya mülga EİE’ye ödenmesi gereken hizmet bedellerinin ödenmiş kısımlarının dışında kalan kısmı tahsil edilmez, ödenen hizmet bedelleri iade edilmez.
(4) DSİ’ye başvurusu yapılmış ve bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce su kullanım hakkı anlaşması imzalanmamış proje başvurularını sonlandırmak isteyen şirketler bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihi takip eden altmış gün içerisinde DSİ’ye başvurmaları halinde, DSİ’ce uygun bulunan başvurular sonlandırılarak teminatları iade edilir.
Mansap ve kuyruksuyu sonrası su hakları raporu
GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten önce işletmeye açılmış bulunan HES tesisleri için Mansap Su Hakları Raporu olan şirketler bu rapora ek olarak gerektiği tespit edilen ve ekonomik değerlendirmeleri de içeren Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporunu hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar.
(2) Şirketler, bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce işletmeye açılmış Mansap Su Hakları Raporu ve gerektiği tespit edilen ancak Kuyruksuyu Sonrası Su Hakları Raporu bulunmayan HES tesisleri için oniki ay içinde bu raporları hazırlar ve DSİ’nin onayına sunar. Bu sürenin yeterli olmaması halinde DSİ tarafından şirkete ek süre verilebilir.
Atıl hidroelektrik santralleri
GEÇİCİ MADDE 6 – (1) 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 15 inci maddesine göre Kanunda öngörülen süre içerisinde başvuruda bulunan hak sahiplerine ait işlemler bu Yönetmelik hükümlerine göre sonuçlandırılır.
Taahhütlerin ödenmesi
GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Bu Yönetmelikle yürürlükten kaldırılan yönetmeliğin EK-5'indeki taahhütnamenin 5 inci maddesinde belirtilen ödemeyi, ÇED Olumlu/ÇED Gerekli Değildir kararından sonra ödemesi gereken şirketler, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren otuz gün içerisinde Kuruma yazılı müracaat etmeleri halinde, haklarında bu Yönetmelik hükümlerine göre işlem yapılır. Başvuruda bulunan şirketlerin, başvuruyu yaptıkları tarihe kadar yapmış oldukları ödemeler hariç olmak üzere kalan borç dikkate alınarak düzenlenecek yeni taahhütname hükümlerine göre işlem tesis edilir.
Yürürlük
MADDE 22 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 23 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Devlet Su İşleri Genel Müdürü yürütür.
Ekler için tıklayınız |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5e54528083493.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11532 Karar Tarihi: 29/12/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından 1/1/2023 tarihinden itibaren uygulanacak iletim sistem kullanım ve sistem işletim tarifelerinin, üreticiler ve tüketiciler için Ek-1’de yer alan İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildirimi çerçevesinde Ek-2’de yer alan 15 bölge bazında aşağıdaki şekilde onaylanmasına karar verilmiştir.
EKLER
EK-1 İletim Sistemi Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildirimi
EK-2 Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi Tarife Bölgeleri Listesi |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5e5480cd53842.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 13115 Karar Tarihi: 19/12/2024
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 19/12/2024 tarihli toplantısında; aşağıdaki Enerji Piyasası Bildirim Sistemi Kullanım Talimatına İlişkin Kurul Kararında Değişiklik Yapılmasına Dair Kurul Kararı’nın 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 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 Ek-1 Elektrik Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu.
EK-2 Ek-2 Doğal Gaz Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu.
EK-3 Ek-3 Petrol Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu.
EK-4 Ek-4 LPG Piyasası Bildirim Yükümlülük Tablosu. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5e90360748932.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11772 Karar Tarihi: 30/03/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30/03/2023 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar”ın Resmi Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
GÜN ÖNCESİ PİYASASINDA VE DENGELEME GÜÇ PİYASASINDA ASGARİ VE AZAMİ FİYAT LİMİTLERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1 – 21/06/2015 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 maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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 2.600 TL/MWh olarak uygulanır. Bu uygulama süresince bu Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin ikinci fıkrası hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 2 – Bu Usul ve Esaslar 1/4/2023 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5ed3bc8e79871.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11529-9 Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında 25 kW ve altı çatı ve cephe uygulamalı güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisleri için elektrik dağıtım şirketleri tarafından yapılacak proje onay ve kabul işlemleri bedellerinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
25 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri 25 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri
2023 2023
İşlem Türü | Bedel (TL)
Proje Onayı 0
Proje Kabulü 0 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5ee4ea5496924.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 Yönetmeliğinin 28 inci maddesinin yedinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“ (7) Bu Yönetmelik kapsamında bağlantı anlaşmasına çağrı mektubu sahibi ve bağlantı anlaşması imzalayan gerçek veya tüzel kişiler uhdesindeki üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesisi veya tesislerine ilişkin aboneliğe ait kaçak elektrik enerjisi tüketiminin tespit edilmesi halinde, ilgili döneme ve takip eden altı fatura dönemine ilişkin üretilen enerjinin, kaçak elektrik enerjisi tespiti yapılan tüketim tesisinin tespit anındaki sözleşme gücünün, ilişkili tüm tüketim tesislerinin toplam sözleşme gücüne oranı kadarının görevli tedarik şirketi tarafından üretilerek sisteme verilmiş olduğu kabul edilerek bu orana tekabül eden enerji ile ilgili olarak piyasa işletmecisi ve görevli tedarik şirketi tarafından bu fıkrada belirtilen süre boyunca herhangi bir ödeme yapılmaz ve bu kapsamda sisteme verilen enerji YEKDEM’e bedelsiz katkı olarak dikkate alınır.”
MADDE 2- Aynı Yönetmeliğe aşağıdaki ek maddeler eklenmiştir.
“Birleştirme işlemleri
EK MADDE 1- (1) Mevcut bağlantı anlaşmasına çağrı mektupları kapsamında, aynı kişiye ait rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, bağlanacakları trafo merkezi değişmemek kaydıyla, mevcut bağlantı anlaşması çağrı mektuplarından birinin kapsamında birleştirilebilir.
(2) Birleştirme işlemi için, yeni güce göre oluşturulan bilgi ve belgeler ile birlikte ilgili şebeke işletmecisine başvuruda bulunulur. Başvurunun teknik yönden uygun bulunması halinde 16 ncı madde hükümleri uygulanır.
(3) Birleştirilecek üretim tesisleri için oluşturulan bağlantı anlaşmasına çağrı mektubunun süresi, altında birleştirilen bağlantı anlaşması çağrı mektubu esas alınarak belirlenir.
(4) Kabulü yapılan bir üretim tesisiyle kabulü yapılmayan bir üretim tesisi birleştirilemez.
Lisanssız elektrik üretim tesislerinin toplayıcılık faaliyetine katılımı
EK MADDE 2- (1) On yıllık alım garantisini doldurmuş olan lisanssız elektrik üretim tesisleri, ... tarihli ve ... sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Toplayıcılık Faaliyeti Yönetmeliği kapsamında toplayıcı lisansı sahibi veya tedarik lisansına toplayıcılık faaliyeti dercedilmiş tüzel kişilerin toplayıcı portföyüne katılabilirler.
(2) Toplayıcılık faaliyeti kapsamında lisanssız elektrik üretim tesislerinde üretilen ihtiyaç fazlası elektrik enerjisine ilişkin tespit ilgili şebeke işletmecisi tarafından gerçekleştirilir. İhtiyaç fazlası enerjinin değerlendirilmesi ve söz konusu enerjiye ilişkin lisanssız elektrik üretim tesisi sahibi gerçek veya tüzel kişiye yapılacak olan ödemelerden toplayıcılık faaliyeti gösteren piyasa katılımcısı sorumludur.
(3) Lisanssız elektrik üretim tesislerine uygulanan fiyat ve mahsuplaşmaya ilişkin işlemler bu madde kapsamında yer alan lisanssız elektrik üretim tesisleri için de uygulanmaya devam eder.
(4) 24 üncü maddenin altıncı fıkrası hariç olmak üzere, bu Yönetmelikte görevli tedarik şirketlerine tanımlanan görev, yetki ve sorumluluklar, portföyünde lisanssız elektrik üretim tesisi bulunduran toplayıcılık faaliyeti gösteren tüzel kişiler için de geçerlidir.”
MADDE 3- Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 4– Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5eecae3a78966.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12138 Karar Tarihi: 19/10/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 19/10/2023 tarihli toplantısında; 6 Şubat 2023 tarihinde meydana gelen depremler nedeniyle; olağanüstü hal kararı alınan ve/veya afet bölgesi ilan edilen şehirlerde yer alan lisanssız üretim tesisleri için, Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği’nin 26 ncı maddesinin on altıncı fıkrası ile 04/08/2022 tarihli ve 11098 sayılı Kurul Kararı’nın uygulanmasına ilişkin olarak;
2023 yılında ilk kez devreye alınan tüketim tesisleri ile ilişkilendirilen ve 2023 yılında devreye alınan üretim tesislerinde satışa konu edilebilecek ihtiyacının üzerindeki elektrik enerjisi miktarının tamamının dikkate alınmasına,
İlgili tüketim tesisinin 2023 veya 2024 yılına ait mahsuplaşılmamış toplam elektrik enerjisi tüketimlerinin her ikisinin de 2022 yılına ait mahsuplaşılmamış toplam elektrik enerjisi değerinden düşük olması durumunda; 2024 yılında satışa konu edilebilecek elektrik üretim miktarının hesaplanmasında, 2022 yılına ait mahsuplaşılmamış toplam elektrik enerjisi tüketiminin kullanılmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5f0aeb1a42080.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 tesis için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz. 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-17/12/2024-32755) 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. Talebin 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. Bu kapsamdaki tesis için sermaye yeterliliği ile teminat yükümlülüğü aranmaz. 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.
(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.
(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,
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.
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 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5f318ddf89883.docx | T.C
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU
KURUL KARARI
TOPLANTI TARİHİ : 26/12/2019
KARAR SIRA NO :9040-11
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 24/12/2019 tarihli ve 32841861-110.05.99-57861 sayılı Başkanlık Makamına Müzekkeresi çerçevesinde; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında 10 kW ve altı çatı ve cephe uygulamalı güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisleri için elektrik dağıtım şirketleri tarafından yapılacak proje onay ve kabul işlemleri hakkında 2020 yılı için aşağıda yer alan bedellerin belirlenmesine, söz konusu bedellerin gelir farkı düzeltme bileşeni işlemleri kapsamı dışında tutulmasına, elektrik dağıtım şirketleri tarafından ilgili başvuru sahiplerine tahakkuk ettirilen bedellerin Elektrik Dağıtım Şirketleri Düzenleyici Hesap Planında 602 Diğer Gelirler hesabında ayrı bir alt başlıkta kayıt edilmesine,
karar verilmiştir.
Çatı Uygulamaları Proje Onay ve Kabul İşlemi (2020) | Çatı Uygulamaları Proje Onay ve Kabul İşlemi (2020) | Çatı Uygulamaları Proje Onay ve Kabul İşlemi (2020)
10 kW ve altı çatı ve cephe uygulamalı güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için proje onayı 126,9
10 kW ve altı çatı ve cephe uygulamalı güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için proje kabulü 168,1 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5f6936b273531.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 8101 Karar Tarihi: 30/09/2018
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30/09/2018 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 1/10/2018 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2’de yer alan tarife tablolarının onaylanmasına,
b) 1/10/2018 tarihinden itibaren uygulanacak tarifelere ilişkin hesaplamalarda 30/12/2015 tarihli ve 29578 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’in 17 nci maddesinde yer alan k1 ve k2 katsayılarının, aktarılan tutar etkisinden arındırılmış Ω4 tutarlarının toplam gerçekleşen enerji alım maliyetine oranı 21 görevli tedarik şirketinin ortalamasının üzerinde olan şirketler için 0,05 olarak uygulanmasına devam edilmesine,
karar verilmiştir.
EKLER:
EK-1 1/10/2018 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu
EK-2 1/10/2018 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5f69c3a150138.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No:7619 Karar Tarihi:28/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2017 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 17 nci maddesi kapsamında; 1/1/2018 tarihinden geçerli olmak üzere, Türkiye Elektrik Ticaret Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ) tarafından uygulanacak aktif elektrik enerji toptan satış tarifesi hakkında;
1) Dağıtım Şirketlerine teknik ve teknik olmayan kayıp enerji satışları ile Görevli Tedarik Şirketlerine yapılan satışlarda 18,008 Krş/kWh uygulanmasına,
2) Dağıtım Şirketlerine Genel Aydınlatma kapsamında yapılan satışlarda 20,63 Krş/kWh uygulanmasına,
3) Görevli Tedarik Şirketlerinden elektrik enerjisi alan iletim sistemi kullanıcısı tüketicilere uygulanan tarifelerin, TETAŞ tarafından iletim sistemine doğrudan bağlı tüketicilere uygulanmasına devam edilmesine,
4) Enerji KİT’lerinin Uygulayacağı Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Mekanizmasının Uygulanmasına Yönelik Usul ve Esaslar Genelgesi uyarınca makroekonomik göstergelerde meydana gelebilecek değişikliklerden veya sair nedenlerden dolayı TETAŞ tarafından Kuruma tarife değişikliği teklifinde bulunulması durumunda, Kurum tarafından yapılacak inceleme ve değerlendirme sonucu alınan Kurul Kararı çerçevesinde tarife değişikliği yapılmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_5f6fdd4824134.docx | 3 Ekim 2020 CUMARTESİ Resmî Gazete Sayı : 31263
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 9583 Karar Tarihi : 01/10/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 01/10/2020 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun Geçici 7 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamındaki lisans sahibi bir tüzel kişinin bir takvim yılı içerisinde lisansına kayıtlı olan yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının piyasada satabileceği oranının 2021 yılı için %40 olarak uygulanmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6033ab7d30150.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) 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 biyometanizasyon 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- (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 25- (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_603f010628400.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12799-4 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; Ek-1’de yer alan “OSB veya EB Dağıtım Faaliyeti İçin Lisans Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi”nin kabul edilmesine,
karar verilmiştir.
EK- OSB veya EB Dağıtım Faaliyeti İçin Lisans Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6043213544941.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 11083 Karar Tarihi : 28/07/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/07/2022 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek, Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
GÜN ÖNCESİ PİYASASINDA VE DENGELEME GÜÇ PİYASASINDA ASGARİ VE AZAMİ FİYAT LİMİTLERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1 – 21/06/2015 tarihli ve 29393 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Gün Öncesi Piyasasında ve Dengeleme Güç Piyasasında Asgari ve Azami Fiyat Limitlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esasların geçici 1 inci maddesinin beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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 4000 TL/MWh olarak uygulanır. Bu uygulama süresince bu Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin ikinci fıkrası hükümleri uygulanmaz.”
MADDE 2 – Bu Usul ve Esaslar 1/8/2022 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 3 – Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_608345cc24563.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 12302-9 Karar Tarihi: 28/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/12/2023 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında 50 kW ve altı çatı ve cephe uygulamalı güneş enerjisine dayalı elektrik üretim tesisleri için elektrik dağıtım şirketleri tarafından yapılacak proje onay ve kabul işlemleri bedellerinin 1/1/2024 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
50 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri 50 kW ve Altı Çatı ve Cephe Uygulamalı Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri için Proje Onay ve Kabul İşlem Bedelleri
2024 2024
İşlem Türü | Bedel (TL)
Proje Onayı 0
Proje Kabulü 0 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_60d5e26554237.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11412-1 Karar Tarihi: 24/11/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 24/11/2022 tarihli toplantısında; 27/10/2022 tarihli ve 11331-1 sayılı Kurul kararı ekinde yer alan “Önlisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi (Ek-3)”nin “Önlisans alma bedeli” başlıklı 12 nci maddesinde,
“...Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesi kurulu güçleri toplanarak birlikte değerlendirilir...” şeklinde yer alan ifadenin,
“...Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü üzerinden değerlendirilir...” şeklinde,
değiştirilmesine ve Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
KURUL KARARI
Karar No: 11412-2 Karar Tarihi: 24/11/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 24/11/2022 tarihli toplantısında; 27/10/2022 tarihli ve 11331-2 sayılı Kurul kararı ekinde yer alan “Lisans Başvurusunda Sunulması Gereken Bilgi ve Belgeler Listesi (Ek-4)”nin “Lisans alma bedeli” başlıklı 7 nci maddesinde,
“...Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü ile elektrik depolama ünitesi kurulu güçleri toplanarak birlikte değerlendirilir...” şeklinde yer alan ifadenin,
“...Depolamalı elektrik üretim tesisine ilişkin başvurularda, üretim tesisinin toplam mekanik kurulu gücü üzerinden değerlendirilir...” şeklinde,
değiştirilmesine ve Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_60df35de97755.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11529-11 Karar Tarihi: 29/12/2022
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 28.12.2022 tarihli ve E-32841861-110.05.06-600126 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde;
Bağlantı hattında hem havai hem de yeraltı kablolarının kullanılması durumunda, birim bedel hesaplanırken havai ve yer altı hatlarının her birinin uzunluğunun ayrı ayrı dikkate alınarak hesaplanmasına,
100 kW üzeri hatlar için bağlantı bedeli hesaplanırken, 100 kW’a kadar olan 275,20 TL/metre fiyatına, 100 kW üzerindeki her kW’ın 1,11 TL/m ile çarpılması ile bulunan bedelin ilave edilerek hesaplanmasına,
Dağıtım şirketi tarafından bağlantı hizmeti alan tüketiciye aşağıda yer alan TL/metre bazlı bedeller dışında başka bir ad altında herhangi bir bedel uygulanmamasına,
Bağlantı bedeline esas güç olarak Dağıtım Sistemine Bağlantı Anlaşmasının 3 üncü maddesinin birinci fıkrasında yer alan ilgili mevzuat kapsamında belirtilen gücün esas alınmasına,
Bu kapsamda, tüketici dağıtım bağlantı bedelinin 1/1/2023 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
AG Bağlantı Bedeli | AG Bağlantı Bedeli
2023 Birim Bedel (TL/metre)
0-15 kW (dahil)
Yer altı 148,89
Havai 69,22
15-50 kW (dahil)
Yer altı 201,54
Havai 117,47
50-100 kW (dahil)
Yer altı 275,20
Havai 146,33
100 kW üzeri
Yer altı 275,20+1,11×(Güç-100)
OG Bağlantı Bedeli | OG Bağlantı Bedeli
2023 Birim Bedel (TL/metre)
Yer altı 703,56
Havai 188,08 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6148-5 KURUL KARARIe28d57e0.docx | T.C.
ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME
KURULU
KARAR ÖRNEĞİ
TOPLANTI TARİHİ : 10/03/2016
KARAR SIRA NO : 6148-5
Tarifeler Dairesi Başkanlığının 03/03/2016 tarihli ve 32841861-110.05.99-8771 sayılı Başkanlık Makamına müzekkeresi çerçevesinde; 15/12/2015 tarihli ve 29563 Sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Dağıtım Şirketlerinin Hedef Kayıp Oranlarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esasların 5 inci maddenin üçüncü fıkrasının,
“(3) Tüketim miktarı dağıtım bölgesinde dağıtım sistemine giren elektrik enerjisi miktarının % 1 ve üzerinde olan bir tüketicinin, dağıtım sisteminden ayrılarak iletim sistemine bağlanmasından kaynaklanan etki, dağıtım şirketi tarafından gerekli bilgi ve belge sunularak talep edilmesi durumunda teknik ve teknik olmayan kayıp gerçekleşme oranlarının hesaplanmasında dikkate alınır. Bu tüketicilerin, teknik ve teknik olmayan kayıp oranı iletim sisteminde oluşan kayıp oranı kabul edilir.”olarak değiştirilmesine;
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_615e5d2275421.docx | 9 Haziran 2017 Tarihli ve 30091 Sayılı Resmî Gazete'de yayımlanmıştır.
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 Yönetmeliğinin 9 uncu maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) 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.”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 34 üncü maddesinin yedinci fıkrasının (b) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“b) Elektrik enerjisi mübadele, ithalat ve ihracat anlaşmaları kapsamında enerji alış ve satış anlaşmaları imzalayabilme,”
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
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 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_61acee6991444.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 9292 Karar Tarihi: 09/04/2020
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 09/04/2020 tarihli toplantısında; Dağıtım şebekesine bağlı lisanslı/lisanssız elektrik üreticileri tarafından geçici kabul öncesi üretilerek dağıtım şebekesine bedelsiz verilen enerji üzerinden, üreticilere dağıtım bedeli ve/veya sistem kullanım bedeli tahakkuk edilmemesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6204e8f318118.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10687-2 Karar Tarihi: 30.12.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30.12.2021 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 1/1/2022 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
Kesme-Bağlama Bedelleri | Kesme-Bağlama Bedelleri
2022 2022
Gerilim Seviyesi | Bedel (TL)
AG 24,3
OG 182,0 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_62628e1981536.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10687-11 Karar Tarihi: 30.12.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 30.12.2021 tarihli toplantısında;
Bağlantı hattında hem havai hem de yeraltı kablolarının kullanılması durumunda, birim bedel hesaplanırken havai ve yer altı hatlarının her birinin uzunluğunun ayrı ayrı dikkate alınarak hesaplanmasına,
100 kW üzeri hatlar için bağlantı bedeli hesaplanırken, 100 kW’a kadar olan 149,25 TL/metre fiyatına, 100 kW üzerindeki her kW’ın 0,6 TL/m ile çarpılması ile bulunan bedelin ilave edilerek hesaplanmasına,
Dağıtım şirketi tarafından bağlantı hizmeti alan tüketiciye aşağıda yer alan TL/metre bazlı bedeller dışında başka bir ad altında herhangi bir bedel uygulanmamasına,
Bağlantı bedeline esas güç olarak Dağıtım Sistemine Bağlantı Anlaşmasının 3 üncü maddesinin birinci fıkrasında yer alan ilgili mevzuat kapsamında belirtilen gücün esas alınmasına,
Bu kapsamda, tüketici dağıtım bağlantı bedelinin 1/1/2022 tarihinden itibaren aşağıda yer alan şekilde uygulanmasına,
karar verilmiştir.
AG Bağlantı Bedeli | AG Bağlantı Bedeli
2022 Birim Bedel (TL/metre)
0-15 kW (dahil)
Yer altı 80,75
Havai 37,54
15-50 kW (dahil)
Yer altı 109,30
Havai 63,71
50-100 kW (dahil)
Yer altı 149,25
Havai 79,36
100 kW üzeri
Yer altı 149,25+0,6×(Güç-100)
OG Bağlantı Bedeli | OG Bağlantı Bedeli
2022 Birim Bedel (TL/metre)
Yer altı 381,56
Havai 102,00 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_62678bbf31831.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11597 Karar Tarihi: 26/01/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 26/01/2023 tarihli toplantısında; Danıştay 13. Dairesi Başkanlığının 23/11/2022 tarihli ve E:2019/1085, K:2022/4350 sayılı kararı ile iptal edilen 13/12/2018 tarihli ve 8252-9 sayılı Kurul Kararına ilişkin olarak 2019 yılında geçerli 2018 yılına ait Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Satış Fiyatı’nın (TORETOSAF) 23,49 kr/kWh olarak belirlenmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6401b11f55403.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10832 Karar Tarihi : 10/03/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 10/03/2022 tarihli toplantısında; aşağıda yer alan “10 kW’a Kadar Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretim Tesisleri İçin Usul Ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul Ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
10 kW’A KADAR GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI ELEKTRİK ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1- 18/1/2018 tarihli ve 30305 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanıp 4/11/2021 tarihli ve 31649 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan değişiklikle ismi “10 kW’a Kadar Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretim Tesisleri İçin Usul ve Esaslar”ın adı, “25 kW’a Kadar Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretim Tesisleri İçin Usul ve Esaslar” olarak değiştirilmiştir.
MADDE 2- Aynı Usul ve Esasların 1 inci maddesinin birinci fıkrası ile 6 ncı maddesinin ikinci fıkrasında yer alan ‘10 kW’ ibareleri ‘25 kW’ olarak değiştirilmiştir.
MADDE 3 - Bu Usul ve Esaslar, yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 4- Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Usul ve Esaslar’ın Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Usul ve Esaslar’ın Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
18/1/2018 30305
Usul ve Esaslar’da Değişiklik Yapan Usul ve Esaslar’ın Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Usul ve Esaslar’da Değişiklik Yapan Usul ve Esaslar’ın Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
1. | 4/11/2021 31649 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_64123c1723015.docx | 28 Mayıs 2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmî Gazetede yayınlanmıştır.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 6282-3 Karar Tarihi : 13/05/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 13/05/2016 tarihli toplantısında; ekteki “Teminat Usul ve Esasları”nın kabul edilerek Resmi Gazete’de yayımlanmasına,
karar verilmiştir.
EK-1
TEMİNAT USUL VE ESASLARI
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Usul ve Esasların amacı; organize toptan elektrik piyasalarında faaliyet gösteren piyasa katılımcılarının piyasaya ilişkin yükümlülüklerini yerine getirememesi durumunda Piyasa İşletmecisinin risklerinin yönetilmesi ve diğer piyasa katılımcılarının güvence altına alınması amacıyla uygulanacak teminatlara ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar; gün öncesi piyasasına, gün içi piyasasına, dengeleme güç piyasasına ve mali uzlaştırma işlemlerine ilişkin, piyasa katılımcılarının sunmaları gereken teminatlara ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a)
b) Başlangıç teminatı: Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıtlarının tamamlanması için sunmaları gereken teminat tutarını,
c) Ek teminat: Bir piyasa katılımcısının fatura son ödeme tarihi geçmemiş fatura dönemleri için, ilgili risk tespit faaliyetleri neticesinde, katılımcının uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen faaliyetlerden kaynaklanan toplam riskinin arttığının tespit edilmesi halinde hesaplanan teminat tutarı ile aylık uzlaştırma bildirimleri sonucunda ortaya çıkan dengesizlik miktarlarına ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarının toplamını,
ç) Toplam teminat tutarı: Teminat Hesaplama Yöntemi hükümleri doğrultusunda bir piyasa katılımcısının başlangıç teminatı, gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak sunması gereken teminat tutarı ve ek teminat tutarının toplamını
ifade eder.
(2) Bu Usul ve Esaslarda geçmekle birlikte tanımlanmamış diğer terim ve kavramlar ilgili mevzuattaki anlam ve kapsama sahiptir.
Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları
MADDE 5 – (1) Piyasa İşletmecisi;
a) Teminat hesaplamalarında kullanılacak olan katılımcı bazındaki başlangıç teminatı tutarının belirlenmesinden,
b)
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 kuruluşu aracılığıyla yapılmasından
sorumludur.
Teminatların artırılmasına ilişkin esaslar
MADDE 6 – (1) Piyasa İşletmecisi aşağıdaki durumlarda sunulan teminat tutarının artırılmasını talep eder;
a) Yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı,
b) Dengeden sorumlu gruba yeni bir piyasa katılımcısının dahil olması,
c) Üretim veya OSB üretim lisansı sahibi bir piyasa katılımcısının işletmedeki kurulu gücünün değişmesi,
ç) Gün öncesi piyasası ve/veya gün içi piyasası kapsamında tarihsel alışkanlıklarına göre daha yüksek miktarda alım yapması,
d) Dengesizlik uzlaştırması sonuçlarına göre hesaplanan teminat gereksiniminin daha önceki faturalama dönemindeki hesaplanan gereksinimden daha yüksek olması,
e) Bir piyasa katılımcısının, fatura son ödeme tarihi geçmemiş fatura dönemleri için, ilgili piyasa izleme faaliyetleri neticesinde, katılımcının uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen toplam maliyetlerin sürekli bir şekilde artmakta olduğunun tespit edilmesi sonucunda, katılımcı riskinin mevcut teminat tutarı ile karşılanamayacağının öngörülmesi.
Teminat işlemlerine ilişkin süreç
MADDE 7 – (1) Piyasa İşletmecisi her iş günü saat 14:30’a kadar, katılımcı bazında sunulması gereken teminat tutarlarına ilişkin gerekli hesaplamaları yaparak, piyasa katılımcılarını ve katılımcı bazında merkezi uzlaştırma kuruluşunu bilgilendirir.
(2) Kendisine katılımcı bazında teminat bilgileri sunulan merkezi uzlaştırma kuruluşu, gerekli teminat tutarlarının takibini yürütür.
(3) Piyasa katılımcıları her iş günü, saat 11:00’da yapılacak teminat kontrolleri için teminat mektuplarını saat 10:30’a kadar Piyasa İşletmecisine, teminat mektubu dışındaki diğer teminatları ise saat 11:00’a kadar merkezi uzlaştırma kuruluşuna, saat 17:00’da yapılacak teminat kontrolleri için teminat mektuplarını saat 16:30’a kadar Piyasa İşletmecisine, teminat mektubu dışındaki diğer teminatları ise saat 17:00’a kadar merkezi uzlaştırma kuruluşuna sunar.
(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 Yöntemine göre hesaplanan toplam teminat tutarı dikkate alınır.
(5) Piyasa İşletmecisi her iş günü, 10:30’a kadar kendisine sunulan teminat mektubu miktarına ilişkin bilgileri en geç saat 11:00’a kadar, 16:30’a kadar sunulan teminat mektubu miktarına ilişkin bilgileri de en geç saat 17:00’a kadar katılımcı bazında merkezi uzlaştırma kuruluşuna bildirir.
(6) Merkezi uzlaştırma kuruluşu piyasa katılımcıları tarafından sunulan teminat tutarına ilişkin bilgileri katılımcı bazında Piyasa İşletmecisine her iş günü saat 11:00’da ve 17:00’da bildirir.
(7) Gün öncesi piyasası 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 kuruluşu 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 kuruluşuna 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 Yöntemine 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;
a) Piyasa İşletmecisi tarafından her iş günü saat 11:00’da ve 17:00’da olmak üzere günde iki kez teminat kontrolü yapılır.
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 Yöntemine 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.
ç) Belirtilen saatlerde yapılan teminat kontrollerinde, bir piyasa katılımcısının teminatlarının yeterli olmaması durumunda katılımcının eşleşmemiş durumda olan teklifleri iptal edilir ve yeni teklif girmesine izin verilmez.
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.
(11) İkili anlaşmalara ilişkin olarak;
a) Herhangi bir iş günü saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde piyasa katılımcılarının teminat seviyelerinin, sunmaları gereken toplam teminat tutarını karşılamaması durumunda piyasa katılımcısının 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.
b) Hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesi, aynı gün bu maddenin birinci fıkrası kapsamında Teminat Hesaplama Yöntemine göre hesaplanan ve PYS’de ve/veya merkezi uzlaştırma kuruluşunca yayımlanan sunması gereken toplam teminat tutarını karşılamayan bir piyasa katılımcısının, hafta sonunun veya resmi tatilin ikinci gününden itibaren, ikinci günü dâhil olmak üzere, ileriye dönük satış yönünde uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmez, yapılmış olan satış yönündeki ikili anlaşma bildirimleri iptal edilir ve ilgili taraflara PYS aracılığıyla bilgi verilir.
c) Hafta sonu ve/veya resmi tatil gününden bir önceki iş günü saat 17:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesi, sunması gereken toplam teminat tutarını karşılayan piyasa katılımcılarının hafta sonunun veya resmi tatilin ikinci gününden itibaren, ikinci günü dâhil olmak üzere, ileriye dönük satış yönünde uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilir.
ç) İleriye dönük satış yönünde ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilmeyen bir piyasa katılımcısının, sonraki iş günlerinde saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde teminat seviyesinin, sunması gereken toplam teminat tutarını karşılaması durumunda ileriye dönük olarak satış yönünde ikili anlaşma bildirimi girmesine izin verilir.
Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler
MADDE 8 – (1) Teminat olarak kabul edilebilecek kıymetler aşağıda belirtilmiştir:
Türk lirası,
Döviz (ABD doları veya avro),
Bankacılık mevzuatına tabi ve Türkiye’de faaliyet gösteren bankalar tarafından hazırlanmış olan TL veya döviz cinsinden (ABD doları veya avro) kesin ve süresiz teminat mektupları,
ç) Bankacılık mevzuatına göre Türkiye’de faaliyette bulunmasına izin verilen yabancı bankalar ile Türkiye dışında faaliyette bulunan banka veya benzeri kredi kuruluşlarının kontr garantisi üzerine bankacılık mevzuatına tabi bankaların düzenleyecekleri TL veya döviz cinsinden (ABD doları veya avro) kesin ve süresiz teminat mektupları,
Hamiline olmak kaydıyla Hazine Müsteşarlığınca ihraç edilen Devlet İç Borçlanma Senetleri,
T.C. Hazine ve Maliye Bakanlığınca ihraç edilen Eurobond’lar.
(2) Teminatların TL karşılıklarının hesaplanması sürecinde; döviz nakit teminatlar ve döviz teminat mektupları için TCMB döviz alış kuru, T.C. Hazine ve Maliye Bakanlığınca ihraç edilen Devlet İç Borçlanma Senetleri için TCMB tarafından Resmi Gazete’de yayınlanan gösterge niteliğindeki fiyatlar, T.C. Hazine ve Maliyet Bakanlığınca ihraç edilen Eurobond’lar için merkezi uzlaştırma kuruluşu tarafından belirlenen fiyatlar baz alınır.
(3)
(4) Piyasa katılımcıları, sağlamaları gereken teminatları, bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek kıymetlerden sadece biri ya da birden fazlası ile de sağlayabilirler.
(5) Nakit TL ve TL cinsinden teminat mektubu dışında teminat olarak kabul edilen kıymetlere değerleme katsayısı uygulanır. Bu Usul ve Esaslar kapsamında uygulanacak olan değerleme katsayısı; benzer piyasalarda uygulanan değerleme katsayıları dikkate alınarak merkezi uzlaştırma kuruluşunun görüşü doğrultusunda Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek, PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.
(6) Teminatlarla ilgili tüm maliyetler ilgili piyasa katılımcısı tarafından karşılanır.
(7) Piyasa katılımcıları, birinci fıkranın (c) ve (ç) bentleri kapsamında sunacakları teminat mektuplarını, Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formata uygun olarak sunmakla yükümlüdür.
Başlangıç teminatı kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 9 – (1) Herhangi bir piyasa katılımcısı tarafından sunulması gereken başlangıç teminatı, Piyasa İşletmecisi tarafından Teminat Hesaplama Yöntemi çerçevesinde belirlenerek, bu tutarlarının geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayımlanır.
(2) Bir piyasa katılımcısının işletmedeki kurulu gücünde değişiklik olması durumunda, ilgili piyasa katılımcısının bulundurması gereken başlangıç teminatı güncel kurulu güç değerine göre Piyasa İşletmecisi tarafından yeniden hesaplanır. Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısını, bu değişiklik sebebiyle bulundurması gereken başlangıç teminat tutarı ile ilgili olarak en geç PYS üzerinden güç artışı değişikliğinin onaylandığı günü takip eden iş günü saat 16:00’ya kadar PYS aracılığıyla bilgilendirir.
(3)
(4) Başlangıç teminatını sunmamış piyasa katılımcısı adaylarının tüzel kişilik kayıt başvuruları PYS üzerinden onaylanmaz.
Gün öncesi piyasasında ve gün içi piyasasında teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 10 – (1) Gün öncesi piyasasına 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.
Ek teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 11 – 1) Uzlaştırma bildirimlerinin yayımlanmasını müteakiben, aylık uzlaştırma bildirimleri sonucunda ortaya çıkan dengesizlik miktarlarına ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarı, Piyasa İşletmecisi tarafından PYS aracılığıyla bilgilendirilir. Bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı, fatura tebliğ tarihinden sonraki üçüncü iş gününden itibaren yapılacak olan toplam teminat hesaplarında kullanılır.
(2) Bir piyasa katılımcısının fatura sön ödeme tarihi geçmemiş fatura dönemleri için, ilgili risk tespit faaliyetleri neticesinde, katılımcının faaliyetlerinden kaynaklanan ve uzlaştırma hesabına yansıması öngörülen toplam riskinin değiştiğinin tespit edilmesi halinde, katılımcıya Teminat Hesaplama Yöntemi gereğince PYS aracılığıyla bilgilendirme yapılır. Bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı, bilgilendirmenin yapıldığı iş günü yapılacak olan toplam teminat hesaplarında kullanılır.
(3) Birinci ve/veya ikinci fıkra hükümleri doğrultusunda bilgilendirmesi yapılan teminat tutarı ilgili gün için piyasa katılımcısının toplam teminat hesabında kullanılır.
(4) Birbirini takip eden üç iş günü boyunca saat 11:00’da yapılan teminat kontrolünde piyasa katılımcılarının teminat seviyelerinin, sunmaları gereken ek teminat tutarını karşılamaması durumunda katılımcılara aşağıdaki süreç uygulanır:
a)
b) Piyasa katılımcısının adına PYS’de kayıtlı tüm serbest tüketicilerin kayıtları katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken ek teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin toplam teminat hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde silinir. Durumla ilgili olarak Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB veya ilgili dağıtım şirketine, TEİAŞ, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB veya ilgili dağıtım şirketi tarafından da aynı gün içerisinde ilgili görevli tedarik şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB için enerji tedarik eden piyasa katılımcısına ve iki iş günü içerisinde ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir. Piyasa katılımcısının portföyünde yer alan ve kendi tüzel kişiliğine ait olmayan serbest tüketiciler ve ilgili dağıtım şirketinin enerji sağladığı serbest olmayan tüketiciler hariç olmak üzere, portföyünde bulunan tüm uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerine ilişkin olarak; sisteme bağlantı durumuna göre ilgili dağıtım şirketine, dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye ve TEİAŞ’a ilgili katılımcının sistem bağlantısının kesilmesi için Piyasa İşletmecisi tarafından bildirim yapılır.
c) Yaptırım uygulanan piyasa katılımcısının portföyünde yer alan serbest tüketiciler için, görevli tedarik şirketi ve dağıtım lisansına sahip ilgili OSB’ye enerji tedarik eden piyasa katılımcısının ilgili serbest tüketicilerin yapmış olduğu çekişler sebebiyle, dengesizlik olarak almış olduğu enerji miktarı, ilgili ayın başlangıcından Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili taraflara yapılan bildirimi takip eden 2 nci iş günü dahil olmak üzere belirlenen uzlaştırma dönemleri için piyasa takas fiyatı üzerinden değerlendirilir.
ç) Piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu grubun dengeden sorumlu tarafı olması durumunda, dengeden sorumlu grup, katılımcının teminat seviyesinin 11:00 itibarıyla sunması gereken ek teminat tutarını karşılamadığı ilk iş gününe ilişkin toplam teminat tutarı hesabının yapıldığı fatura döneminden itibaren geçerli olacak şekilde dağıtılır. Dağıtılan dengeden sorumlu grupta yer alan piyasa katılımcıları ve dengeden sorumlu taraf için yeni duruma göre ek teminat tutarı hesaplanır ve Bu tutar hesaplamayı müteakip yapılacak olan ilk toplam teminat hesabında kullanılır. İlgili dengeden sorumlu taraf için, yeni duruma göre hesaplamaya başlanan ek teminat tutarı ile dengeden sorumlu grubun dağıtıldığı gün saat 11:00’da bulundurması gereken ek teminat tutarı karşılaştırılarak yüksek olan tutar toplam teminat hesabında kullanılır. Ek teminat tutarlarının karşılaştırılması yayınlanacak ilk faturaya esas uzlaştırma bildirimine ait fatura son ödeme tarihinden bir sonraki iş gününe kadar devam eder.
d)
e) (b) 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.
f) Bu fıkra kapsamında ilgili süreçlerin uygulandığı piyasa katılımcısı hakkında tüm piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla bilgi verilir.
g)Vadeli elektrik piyasasında net pozisyon arttırıcı işlem yapmasına izin verilmez.
(5) Herhangi bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba dahil olması durumunda, dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf, ilgili piyasa katılımcısının dengesizliklerine ilişkin teminat yükümlülüklerini de üstlenmiş olur.
(6) Teminat Hesaplama Yönteminde yer alan risk katsayısı değerinde değişiklik olması durumunda, Piyasa İşletmecisi, yeni risk katsayısını, bu katsayının geçerlilik tarihinden en geç bir ay önce PYS aracılığıyla yayımlar.
Teminat kontrolüne ilişkin genel esaslar
MADDE 12 – (1) Bir piyasa katılımcısının, sunmakla yükümlü olduğu gün öncesi piyasası ve gün içi piyasası işlemlerine ilişkin teminat tutarı, başlangıç teminatı tutarı ve faturasına yansıması öngörülen tutarlara ilişkin olarak hesaplanan teminat tutarları, ilgili piyasa katılımcısı tarafından; dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin olarak sunmakla yükümlü olduğu teminat tutarları, ilgili dengeden sorumlu tarafça karşılanır.
(2) Piyasa katılımcısı tarafından sunulan toplam teminatın, katılımcının piyasa kapsamında yürüttüğü tüm faaliyetlere ilişkin toplam riskini karşılayacak seviyede olmadığının tespit edilmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, Teminat Hesaplama Yönteminde yer verilen esaslar doğrultusunda ilgili katılımcının sunması gereken teminat tutarının artırılmasını talep edebilir.
(3) Piyasa katılımcısı tarafından sunulan toplam teminatın, katılımcının piyasa kapsamında yürüttüğü tüm faaliyetlere ilişkin toplam riskinden daha fazla olduğunun tespit edilmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, Teminat Hesaplama Yönteminde yer verilen esaslar doğrultusunda ilgili katılımcının sunması gereken teminat tutarını azaltmasına imkan sağlayabilir.
(4) Merkezi uzlaştırma kuruluşunun elektrik piyasasına ilişkin takas ve teminat yönetim hizmeti vermediği günler tatil günü olarak kabul edilir.
Teminatların iadesi
MADDE 13 – (1) Piyasa katılımcısının, sunmuş olduğu teminatların toplam tutarının, piyasa katılımcısının sunması gereken toplam teminat tutarından büyük olması durumunda fazla teminat tutarı, söz konusu teminatın kısmen iadeye uygun olması durumunda ve piyasa katılımcısının talebi üzerine merkezi uzlaştırma kuruluşu ve/veya Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcısına iade edilir.
(2) Piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilecek olan nakit teminat çekme işlemleri herhangi bir iş gününde saat 15:05 ile 15:40 arasında, nakit dışı teminatların çekme işlemleri 15:05 ile 17:00 arasında gerçekleştirilebilir. Piyasa İşletmecisi tarafından bulundurulması gereken teminat bilgilerinin arıza halleri nedeniyle merkezi uzlaştırma kuruluşuna 15:05’ten sonra bildirilmesi halinde bildirimi müteakip 15:40’a kadar nakit, 17:00’a kadar nakit dışı teminat çekme işlemleri gerçekleştirilebilir.
Risk katsayısı
GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Risk katsayısının başlangıç değeri 1,5’tir.
Yürürlük
MADDE 14 – (1) Bu Usul ve Esaslar 1/6/2016 tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 15 – (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_64683d3443170.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11326 Karar Tarihi: 27/10/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 27/10/2022 tarihli toplantısında; aşağıdaki Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esasların kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
OTOMATİK SAYAÇ OKUMA SİSTEMLERİNİN KAPSAMINA VE SAYAÇ DEĞERLERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
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 fıkrasının (ğ) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı fıkranın sonuna aşağıdaki bent eklenmiştir.
“ğ) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitesi, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile müstakil elektrik depolama tesislerinden verilen ve çekilen elektrik enerjisini ölçen sayaçlar.”
“h) 2/4/2022 tarihli ve 31797 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Şarj Hizmeti Yönetmeliği kapsamında belirtilen koşullara haiz şarj istasyonlarında tüketilen elektrik enerjisini ölçen sayaçlar.”
MADDE 2 – Aynı Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) OSOS kapsamında yer alması zorunlu olan sayaçlara ait aktif elektrik enerjisi tüketim limiti Kurul tarafından belirlenir. Bu limit dağıtım şirketinin talebi halinde Kurul onayı ile bir takvim yılında iki defa revize edilebilir. Kurul tarafından belirlenen limitin üzerinde tüketimi olan sayaçların;
Kurul kararı ile limiti revize edilenler için Kurul karar tarihinden itibaren en geç bir yıl içerisinde,
Bir önceki takvim yılında Kurulca onaylanan limiti geçen tüketicilere ait sayaçlar ise en geç sonraki ilgili takvim yılı sonuna kadar
OSOS kapsamına alınması zorunludur. Bu süre mücbir sebepler veya Kurul tarafından uygun bulunan haller kapsamında uzatılabilir.”
MADDE 3 – Aynı Usul ve Esasların 5 inci maddesinin ikinci fıkrasının (ç) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“ç) Depolamalı elektrik üretim tesisi bünyesindeki elektrik depolama ünitesi, üretim tesisine bütünleşik elektrik depolama ünitesi ile müstakil elektrik depolama tesisleri için ilgili piyasa faaliyeti gösteren tüzel kişinin,”
MADDE 4 – Aynı Usul ve Esasların 6 ncı maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve üçüncü fıkrasında “elektrik depolama” ibaresinden sonra gelmek üzere “ünitelerinin veya” ibaresi eklenmiştir.
“(2) Dengeleme birimi olan üretim, tüketim tesisleri ile elektrik depolama ünitelerinin veya tesislerinin 15 dakikalık üretim veya tüketim değerleri piyasa işletmecisi ile en geç ilgili saatin 2 saat sonrasında paylaşılır.”
MADDE 5 – Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 6 – Bu Usul ve Esas hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı | Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı
8/8/2015 29439
Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapan Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı | Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapan Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete'nin Tarihi Sayısı
9/5/2021 31479 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_64b5497843350.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 10820 Karar Tarihi: 28/02/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28/02/2022 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 1/3/2022 tarihinden itibaren uygulanmak üzere Ek-1 ve Ek-2’de yer alan tarife tablolarının onaylanmasına karar verilmiştir.
EKLER
EK-1: 1/3/2022 tarihinden itibaren uygulanacak Faaliyet Bazlı Tarife Tablosu
EK-2: 1/3/2022 tarihinden itibaren uygulanacak Nihai Tarife Tablosu |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_64c0094a91639.docx | 27 Haziran 2015 CUMARTESİ | Resmî Gazete | Sayı : 29399
YÖNETMELİK | YÖNETMELİK | YÖNETMELİK
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ENERJİ PİYASALARI İŞLETME ANONİM ŞİRKETİ TEŞKİLAT YAPISI VE
ÇALIŞMA ESASLARI HAKKINDA YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/4/2015 tarihli ve 29313 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi Teşkilat Yapısı ve Çalışma Esasları Hakkında Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (e) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 10 uncu maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Riskin Erken Saptanması Komitesi
MADDE 10 – (1) Riskin Erken Saptanması Komitesi, 3 (üç) Yönetim Kurulu üyesinden oluşur. Komite, üyeleri arasından bir başkan seçer.
(2) Riskin Erken Saptanması Komitesinin görev ve yetkileri şunlardır:
a) Risk yönetim stratejileri ve politikaları konusunda Yönetim Kuruluna öneride bulunmak,
b) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarının belirlenmesini ve risk yönetim mekanizmalarının kurulmasını sağlamak üzere öneriler geliştirmek,
c) Risk yönetimi mekanizmalarının etkinliği ve işlevselliği hakkında değerlendirme yapmak ve gerekli konuların işlevsel bir risk izleme sistemiyle Yönetim Kuruluna aktarılmasını sağlamak,
ç) Şirket hedeflerine ulaşmayı etkileyebilecek risk unsurlarını etki ve olasılığa göre değerlendirerek Yönetim Kuruluna raporlamak.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 14 üncü maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Hizmet birimleri ve görevleri
MADDE 14 – (1) Şirketin hizmet birimleri aşağıda listelenmektedir.
a) Piyasa Operasyonları Direktörlüğü
b) Strateji Geliştirme Direktörlüğü
c) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü
ç) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü
d) Finans ve Destek Hizmetleri Direktörlüğü
e) Hukuk Müşavirliği
(2) Hizmet birimleri; Yönetim Kurulu tarafından belirlenen Şirket politikalarına, Yönetim Kurulu tarafından yürürlüğe konan iç yönerge ve işleyiş prosedürlerine ve ilgili mevzuata uygun olarak faaliyet göstermekle yükümlüdür.
(3) Hizmet birimleri, Yönetim Kurulu tarafından belirlenen görev tanımları, yetki ve sorumluluklar, çalışma usul ve esasları, bilgi akışı ve raporlama kuralları, temsil ve imza yetki sınırları doğrultusunda çalışmakla yükümlüdür.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Direktörler Genel Müdüre karşı sorumludur. Şu kadar ki İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörü faaliyetleri bakımından Yönetim Kuruluna ve Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan komitelere karşı, idari bakımdan Genel Müdüre karşı sorumludur. Genel Müdür, Şirketi yönetirken öngördüğü iş ve ihtiyaçlar çerçevesinde Direktörler arasında yetki ve sorumluluk devrederek görevlendirme yapabilir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrasının (l) ve (m) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve (n) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
“l) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak diğer ilgili Direktörlükler ile koordinasyon halinde çalışmalar yapmak,
m) Organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için diğer ilgili Direktörlüklere öneri sunmak,”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Strateji Geliştirme Direktörlüğü
MADDE 17 – (1) Strateji Geliştirme Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Stratejik plan taslağını hazırlayarak Genel Müdüre sunmak,
b) Şirketin misyon, vizyon, strateji ve politikaları doğrultusunda aksiyon ve yatırım planlarını hazırlamak,
c) Şirketin performans ve kalite göstergelerini belirlemek; kurumsal performans ve kaliteyi izleyerek iyileştirilmesine ilişkin önerilerde bulunmak,
ç) Faaliyet konuları ile ilgili her türlü danışmanlık, eğitim, seminer ve kurs hizmetleri vermek; faaliyet konuları ile ilgili teşekküller ve kuruluşlar ile işbirliği yapmak ve bunların faaliyetlerine iştirak etmek; enerji piyasası faaliyetlerine yönelik mesleki eğitim kurumları kurulması ve işletilmesine yönelik çalışmalara katkı sağlamak,
d) Şirketin ulusal ve uluslararası düzeyde tanıtımını sağlamak; medya ile iletişimi gerçekleştirmek,
e) Şirketi ve faaliyetlerini ilgilendiren yürürlükteki mevzuatları ve bu mevzuatlar gereği oluşan yükümlülükleri yorumlamak ve diğer birimleri bu konuda bilgilendirmek; mevzuat değişikliklerini ve değişiklik önerilerini takip ederek ilgili birimlerle koordinasyon halinde görüş bildirmek,
f) İlgili birimlerle işbirliği yaparak işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin usul ve esaslar hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
g) Şirkete ilişkin iç yönerge ve işleyiş prosedürlerinin taslaklarını hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
ğ) İşletilen organize toptan elektrik piyasalarında, ticarete konu olacak yeni ürün geliştirme çalışmaları yürütmek,
h) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak çalışmalar yapmak, ilgili birimlerin görüşleri doğrultusunda, organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözümler geliştirmek,
ı) Şirketin yabancı piyasa işletmecileriyle yapacağı işbirliklerine ilişkin çalışmaları yürütmek,
i) Bir ya da birden fazla enerji piyasası ile piyasa birleşmesine yönelik çalışmaları yürütmek,
j) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki 17/A ve 17/B maddeleri eklenmiştir.
“Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü
MADDE 17/A – (1) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin bilgi teknolojileri stratejisini belirlemek ve uygulama geliştirme ve/veya satın alma projelerinin bilgi teknolojileri stratejisi doğrultusunda gerçekleştirilmesini sağlamak,
b) Yönetilen sistemlerin erişilebilirliğini, sürekliliğini ve işler halde tutulmasını sağlamak; sistemlerin yedeklemesini, kapasite yönetimini, performans takibini, optimizasyonunu, yama yönetimini, kimlik yönetimini, erişim ve yetkilendirmesini sağlamak,
c) Uygulama değişiklik ve güncellemelerinin sistemlerde kesintiye sebep olmayacak şekilde gerçekleştirilmesini sağlamak; kullanılan sistemlerin güncel ve güvenli olmasını sağlamak, uygun olan teknolojik yeniliklerin geliştirilen yazılımlar üzerinde uygulanmasına yönelik öneri ve çalışmalarda bulunmak,
ç) İhtiyaç duyulan teknolojik yenilikleri planlayarak gerçekleştirmek; yönetilen sistemlerdeki açıkları kapatacak ve işletim sorunlarını giderecek yöntemleri uygulamak; ihtiyaç duyulan yazılım ve sistemlerin alımına yönelik teknik şartnameleri hazırlamak,
d) Şirketin veri tabanı yönetim sistemleri için kurulum, konfigürasyon, kapasite yönetimi, yama yönetimi, değişiklik yönetimi, işletim ve bakım, güvenlik, sıcak/soğuk yedekleme ve geri dönüş gibi faaliyetleri planlamak, bu işlemlerin yapılabilmesi için gerekli prosedürleri ve uygulamaları hazırlamak ve dokümante etmek,
e) Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerinin program yönetimi ilkeleri çerçevesinde yönetimi ve koordinasyonunu sağlamak; Şirketin bilgi teknolojileri alanında kalite politikalarını belirlemek, sistemlerin yönetiminin, yazılım geliştirme süreçlerinin ve tedarik edilen yazılım ve donanımların kalite politikaları ile uyumlu olmasını sağlamak; Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerine en uygun yazılım geliştirme metodolojilerini belirlemek, uygulanmasını sağlamak,
f) Şirketin bilgi güvenliğine ait süreçleri belirlemek ve izlemek; bilgi güvenliği politikaları ve kontrollerini tesis etmek ve bunlara uyumu izlemek; bilgi sistemleri ve içerdiği verinin güvenliğini garanti etmek amacı ile periyodik güvenlik denetim ve testlerini uygulamak,
g) Şirket bünyesinde bulunan bilgi teknolojileri varlıkları ve süreçleri için risk değerlendirmeleri yapmak ve tespit edilen riskler için önleyici politikalar üretmek ve uygulamak,
ğ) İşletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin yenilikler ile mevzuat değişikliklerini takip etmek, değişen gereksinimleri karşılayacak bilgi teknolojileri sistemlerini ve gerekli donanımları edinmek, yazılımları geliştirmek ve/veya dış tedarikçi firmalardan satın almak ve mevcut sistemler ile entegrasyonunu sağlamak, kullanıcılar için test sistemleri sunmak,
h) Enerji piyasalarının gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına veya mevcut piyasaların geliştirilmesine olanak sağlayacak bilgi teknolojileri alanındaki gelişmeleri takip etmek, ilgili birimler ile beraber çalışarak organize toptan enerji piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözüm ve öneriler geliştirmek,
ı) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.”
“İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü
MADDE 17/B – (1) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin değerlerini ve etik kurallarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
b) Şirket faaliyetlerinin mevzuata ve Şirket iç düzenlemelerine uygun yürütülmesini izlemek üzere gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
c) Mali raporların gerçeğe uygun, anlaşılır, şeffaf ve güvenilir olmasını teminen gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
ç) Yönetim Kurulunca onaylanan iç kontrol prosedürlerine göre gerekli periyodik raporlamaları yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
d) Bağımsız dış denetim faaliyetlerini gözetmek ve bağımsız dış denetçi seçimi için gerekli çalışmaları yapmak,
e) İç denetim sonuçlarına ilişkin gerekli aksiyonların alınıp alınmadığına ilişkin raporlama yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
f) Şirketin varlığını, gelişmesini ve devamını tehlikeye düşürebilecek sebeplerin erken teşhisi, tespit edilen risklerle ilgili gerekli önlemlerin alınması ve riskin yönetilmesi amacıyla risk yönetim stratejileri ve politikalarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
g) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarını belirlemek ve risk yönetim mekanizmalarını kurmak,
ğ) Risk yönetim sistemini yılda en az bir kere gözden geçirmek,
h) Her iki ayda bir risk durumunu değerlendiren, varsa tehlikelere işaret eden ve çareleri gösteren bir risk raporu hazırlamak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
ı) Hazırlanan raporları Şirket yönetim kurulunda değerlendirildikten sonra Şirketin bağımsız dış denetçisine göndermek,
i) Faaliyetlerini, ilgisine göre Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerine bağlı ve bunlarla koordineli bir şekilde yürütmek,
j) Yönetim Kuruluna sunulması gereken öneri ve raporlamalar önce bu komitelerde görüşmek, daha sonra komite kararı ile birlikte Yönetim Kuruluna arz etmek,
k) Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerinin komite kararlarının yazılması ve muhafaza edilmesi ve buna benzer sekreterya hizmetlerini yerine getirmek.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 18 inci maddesinin birinci fıkrasının (j) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 19 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (d) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 10 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 11 – Bu Yönetmelik hükümlerini Kurum Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ENERJİ PİYASALARI İŞLETME ANONİM ŞİRKETİ TEŞKİLAT YAPISI VE
ÇALIŞMA ESASLARI HAKKINDA YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/4/2015 tarihli ve 29313 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi Teşkilat Yapısı ve Çalışma Esasları Hakkında Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (e) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 10 uncu maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Riskin Erken Saptanması Komitesi
MADDE 10 – (1) Riskin Erken Saptanması Komitesi, 3 (üç) Yönetim Kurulu üyesinden oluşur. Komite, üyeleri arasından bir başkan seçer.
(2) Riskin Erken Saptanması Komitesinin görev ve yetkileri şunlardır:
a) Risk yönetim stratejileri ve politikaları konusunda Yönetim Kuruluna öneride bulunmak,
b) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarının belirlenmesini ve risk yönetim mekanizmalarının kurulmasını sağlamak üzere öneriler geliştirmek,
c) Risk yönetimi mekanizmalarının etkinliği ve işlevselliği hakkında değerlendirme yapmak ve gerekli konuların işlevsel bir risk izleme sistemiyle Yönetim Kuruluna aktarılmasını sağlamak,
ç) Şirket hedeflerine ulaşmayı etkileyebilecek risk unsurlarını etki ve olasılığa göre değerlendirerek Yönetim Kuruluna raporlamak.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 14 üncü maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Hizmet birimleri ve görevleri
MADDE 14 – (1) Şirketin hizmet birimleri aşağıda listelenmektedir.
a) Piyasa Operasyonları Direktörlüğü
b) Strateji Geliştirme Direktörlüğü
c) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü
ç) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü
d) Finans ve Destek Hizmetleri Direktörlüğü
e) Hukuk Müşavirliği
(2) Hizmet birimleri; Yönetim Kurulu tarafından belirlenen Şirket politikalarına, Yönetim Kurulu tarafından yürürlüğe konan iç yönerge ve işleyiş prosedürlerine ve ilgili mevzuata uygun olarak faaliyet göstermekle yükümlüdür.
(3) Hizmet birimleri, Yönetim Kurulu tarafından belirlenen görev tanımları, yetki ve sorumluluklar, çalışma usul ve esasları, bilgi akışı ve raporlama kuralları, temsil ve imza yetki sınırları doğrultusunda çalışmakla yükümlüdür.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Direktörler Genel Müdüre karşı sorumludur. Şu kadar ki İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörü faaliyetleri bakımından Yönetim Kuruluna ve Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan komitelere karşı, idari bakımdan Genel Müdüre karşı sorumludur. Genel Müdür, Şirketi yönetirken öngördüğü iş ve ihtiyaçlar çerçevesinde Direktörler arasında yetki ve sorumluluk devrederek görevlendirme yapabilir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrasının (l) ve (m) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve (n) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
“l) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak diğer ilgili Direktörlükler ile koordinasyon halinde çalışmalar yapmak,
m) Organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için diğer ilgili Direktörlüklere öneri sunmak,”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Strateji Geliştirme Direktörlüğü
MADDE 17 – (1) Strateji Geliştirme Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Stratejik plan taslağını hazırlayarak Genel Müdüre sunmak,
b) Şirketin misyon, vizyon, strateji ve politikaları doğrultusunda aksiyon ve yatırım planlarını hazırlamak,
c) Şirketin performans ve kalite göstergelerini belirlemek; kurumsal performans ve kaliteyi izleyerek iyileştirilmesine ilişkin önerilerde bulunmak,
ç) Faaliyet konuları ile ilgili her türlü danışmanlık, eğitim, seminer ve kurs hizmetleri vermek; faaliyet konuları ile ilgili teşekküller ve kuruluşlar ile işbirliği yapmak ve bunların faaliyetlerine iştirak etmek; enerji piyasası faaliyetlerine yönelik mesleki eğitim kurumları kurulması ve işletilmesine yönelik çalışmalara katkı sağlamak,
d) Şirketin ulusal ve uluslararası düzeyde tanıtımını sağlamak; medya ile iletişimi gerçekleştirmek,
e) Şirketi ve faaliyetlerini ilgilendiren yürürlükteki mevzuatları ve bu mevzuatlar gereği oluşan yükümlülükleri yorumlamak ve diğer birimleri bu konuda bilgilendirmek; mevzuat değişikliklerini ve değişiklik önerilerini takip ederek ilgili birimlerle koordinasyon halinde görüş bildirmek,
f) İlgili birimlerle işbirliği yaparak işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin usul ve esaslar hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
g) Şirkete ilişkin iç yönerge ve işleyiş prosedürlerinin taslaklarını hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
ğ) İşletilen organize toptan elektrik piyasalarında, ticarete konu olacak yeni ürün geliştirme çalışmaları yürütmek,
h) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak çalışmalar yapmak, ilgili birimlerin görüşleri doğrultusunda, organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözümler geliştirmek,
ı) Şirketin yabancı piyasa işletmecileriyle yapacağı işbirliklerine ilişkin çalışmaları yürütmek,
i) Bir ya da birden fazla enerji piyasası ile piyasa birleşmesine yönelik çalışmaları yürütmek,
j) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki 17/A ve 17/B maddeleri eklenmiştir.
“Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü
MADDE 17/A – (1) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin bilgi teknolojileri stratejisini belirlemek ve uygulama geliştirme ve/veya satın alma projelerinin bilgi teknolojileri stratejisi doğrultusunda gerçekleştirilmesini sağlamak,
b) Yönetilen sistemlerin erişilebilirliğini, sürekliliğini ve işler halde tutulmasını sağlamak; sistemlerin yedeklemesini, kapasite yönetimini, performans takibini, optimizasyonunu, yama yönetimini, kimlik yönetimini, erişim ve yetkilendirmesini sağlamak,
c) Uygulama değişiklik ve güncellemelerinin sistemlerde kesintiye sebep olmayacak şekilde gerçekleştirilmesini sağlamak; kullanılan sistemlerin güncel ve güvenli olmasını sağlamak, uygun olan teknolojik yeniliklerin geliştirilen yazılımlar üzerinde uygulanmasına yönelik öneri ve çalışmalarda bulunmak,
ç) İhtiyaç duyulan teknolojik yenilikleri planlayarak gerçekleştirmek; yönetilen sistemlerdeki açıkları kapatacak ve işletim sorunlarını giderecek yöntemleri uygulamak; ihtiyaç duyulan yazılım ve sistemlerin alımına yönelik teknik şartnameleri hazırlamak,
d) Şirketin veri tabanı yönetim sistemleri için kurulum, konfigürasyon, kapasite yönetimi, yama yönetimi, değişiklik yönetimi, işletim ve bakım, güvenlik, sıcak/soğuk yedekleme ve geri dönüş gibi faaliyetleri planlamak, bu işlemlerin yapılabilmesi için gerekli prosedürleri ve uygulamaları hazırlamak ve dokümante etmek,
e) Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerinin program yönetimi ilkeleri çerçevesinde yönetimi ve koordinasyonunu sağlamak; Şirketin bilgi teknolojileri alanında kalite politikalarını belirlemek, sistemlerin yönetiminin, yazılım geliştirme süreçlerinin ve tedarik edilen yazılım ve donanımların kalite politikaları ile uyumlu olmasını sağlamak; Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerine en uygun yazılım geliştirme metodolojilerini belirlemek, uygulanmasını sağlamak,
f) Şirketin bilgi güvenliğine ait süreçleri belirlemek ve izlemek; bilgi güvenliği politikaları ve kontrollerini tesis etmek ve bunlara uyumu izlemek; bilgi sistemleri ve içerdiği verinin güvenliğini garanti etmek amacı ile periyodik güvenlik denetim ve testlerini uygulamak,
g) Şirket bünyesinde bulunan bilgi teknolojileri varlıkları ve süreçleri için risk değerlendirmeleri yapmak ve tespit edilen riskler için önleyici politikalar üretmek ve uygulamak,
ğ) İşletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin yenilikler ile mevzuat değişikliklerini takip etmek, değişen gereksinimleri karşılayacak bilgi teknolojileri sistemlerini ve gerekli donanımları edinmek, yazılımları geliştirmek ve/veya dış tedarikçi firmalardan satın almak ve mevcut sistemler ile entegrasyonunu sağlamak, kullanıcılar için test sistemleri sunmak,
h) Enerji piyasalarının gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına veya mevcut piyasaların geliştirilmesine olanak sağlayacak bilgi teknolojileri alanındaki gelişmeleri takip etmek, ilgili birimler ile beraber çalışarak organize toptan enerji piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözüm ve öneriler geliştirmek,
ı) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.”
“İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü
MADDE 17/B – (1) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin değerlerini ve etik kurallarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
b) Şirket faaliyetlerinin mevzuata ve Şirket iç düzenlemelerine uygun yürütülmesini izlemek üzere gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
c) Mali raporların gerçeğe uygun, anlaşılır, şeffaf ve güvenilir olmasını teminen gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
ç) Yönetim Kurulunca onaylanan iç kontrol prosedürlerine göre gerekli periyodik raporlamaları yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
d) Bağımsız dış denetim faaliyetlerini gözetmek ve bağımsız dış denetçi seçimi için gerekli çalışmaları yapmak,
e) İç denetim sonuçlarına ilişkin gerekli aksiyonların alınıp alınmadığına ilişkin raporlama yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
f) Şirketin varlığını, gelişmesini ve devamını tehlikeye düşürebilecek sebeplerin erken teşhisi, tespit edilen risklerle ilgili gerekli önlemlerin alınması ve riskin yönetilmesi amacıyla risk yönetim stratejileri ve politikalarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
g) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarını belirlemek ve risk yönetim mekanizmalarını kurmak,
ğ) Risk yönetim sistemini yılda en az bir kere gözden geçirmek,
h) Her iki ayda bir risk durumunu değerlendiren, varsa tehlikelere işaret eden ve çareleri gösteren bir risk raporu hazırlamak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
ı) Hazırlanan raporları Şirket yönetim kurulunda değerlendirildikten sonra Şirketin bağımsız dış denetçisine göndermek,
i) Faaliyetlerini, ilgisine göre Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerine bağlı ve bunlarla koordineli bir şekilde yürütmek,
j) Yönetim Kuruluna sunulması gereken öneri ve raporlamalar önce bu komitelerde görüşmek, daha sonra komite kararı ile birlikte Yönetim Kuruluna arz etmek,
k) Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerinin komite kararlarının yazılması ve muhafaza edilmesi ve buna benzer sekreterya hizmetlerini yerine getirmek.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 18 inci maddesinin birinci fıkrasının (j) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 19 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (d) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 10 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 11 – Bu Yönetmelik hükümlerini Kurum Başkanı yürütür. | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
ENERJİ PİYASALARI İŞLETME ANONİM ŞİRKETİ TEŞKİLAT YAPISI VE
ÇALIŞMA ESASLARI HAKKINDA YÖNETMELİKTE DEĞİŞİKLİK
YAPILMASINA DAİR YÖNETMELİK
MADDE 1 – 1/4/2015 tarihli ve 29313 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi Teşkilat Yapısı ve Çalışma Esasları Hakkında Yönetmeliğin 9 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (e) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 10 uncu maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Riskin Erken Saptanması Komitesi
MADDE 10 – (1) Riskin Erken Saptanması Komitesi, 3 (üç) Yönetim Kurulu üyesinden oluşur. Komite, üyeleri arasından bir başkan seçer.
(2) Riskin Erken Saptanması Komitesinin görev ve yetkileri şunlardır:
a) Risk yönetim stratejileri ve politikaları konusunda Yönetim Kuruluna öneride bulunmak,
b) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarının belirlenmesini ve risk yönetim mekanizmalarının kurulmasını sağlamak üzere öneriler geliştirmek,
c) Risk yönetimi mekanizmalarının etkinliği ve işlevselliği hakkında değerlendirme yapmak ve gerekli konuların işlevsel bir risk izleme sistemiyle Yönetim Kuruluna aktarılmasını sağlamak,
ç) Şirket hedeflerine ulaşmayı etkileyebilecek risk unsurlarını etki ve olasılığa göre değerlendirerek Yönetim Kuruluna raporlamak.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 14 üncü maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Hizmet birimleri ve görevleri
MADDE 14 – (1) Şirketin hizmet birimleri aşağıda listelenmektedir.
a) Piyasa Operasyonları Direktörlüğü
b) Strateji Geliştirme Direktörlüğü
c) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü
ç) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü
d) Finans ve Destek Hizmetleri Direktörlüğü
e) Hukuk Müşavirliği
(2) Hizmet birimleri; Yönetim Kurulu tarafından belirlenen Şirket politikalarına, Yönetim Kurulu tarafından yürürlüğe konan iç yönerge ve işleyiş prosedürlerine ve ilgili mevzuata uygun olarak faaliyet göstermekle yükümlüdür.
(3) Hizmet birimleri, Yönetim Kurulu tarafından belirlenen görev tanımları, yetki ve sorumluluklar, çalışma usul ve esasları, bilgi akışı ve raporlama kuralları, temsil ve imza yetki sınırları doğrultusunda çalışmakla yükümlüdür.”
MADDE 4 – Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Direktörler Genel Müdüre karşı sorumludur. Şu kadar ki İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörü faaliyetleri bakımından Yönetim Kuruluna ve Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan komitelere karşı, idari bakımdan Genel Müdüre karşı sorumludur. Genel Müdür, Şirketi yönetirken öngördüğü iş ve ihtiyaçlar çerçevesinde Direktörler arasında yetki ve sorumluluk devrederek görevlendirme yapabilir.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 16 ncı maddesinin birinci fıkrasının (l) ve (m) bentleri aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve (n) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
“l) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak diğer ilgili Direktörlükler ile koordinasyon halinde çalışmalar yapmak,
m) Organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için diğer ilgili Direktörlüklere öneri sunmak,”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesi başlığı ile birlikte aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Strateji Geliştirme Direktörlüğü
MADDE 17 – (1) Strateji Geliştirme Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Stratejik plan taslağını hazırlayarak Genel Müdüre sunmak,
b) Şirketin misyon, vizyon, strateji ve politikaları doğrultusunda aksiyon ve yatırım planlarını hazırlamak,
c) Şirketin performans ve kalite göstergelerini belirlemek; kurumsal performans ve kaliteyi izleyerek iyileştirilmesine ilişkin önerilerde bulunmak,
ç) Faaliyet konuları ile ilgili her türlü danışmanlık, eğitim, seminer ve kurs hizmetleri vermek; faaliyet konuları ile ilgili teşekküller ve kuruluşlar ile işbirliği yapmak ve bunların faaliyetlerine iştirak etmek; enerji piyasası faaliyetlerine yönelik mesleki eğitim kurumları kurulması ve işletilmesine yönelik çalışmalara katkı sağlamak,
d) Şirketin ulusal ve uluslararası düzeyde tanıtımını sağlamak; medya ile iletişimi gerçekleştirmek,
e) Şirketi ve faaliyetlerini ilgilendiren yürürlükteki mevzuatları ve bu mevzuatlar gereği oluşan yükümlülükleri yorumlamak ve diğer birimleri bu konuda bilgilendirmek; mevzuat değişikliklerini ve değişiklik önerilerini takip ederek ilgili birimlerle koordinasyon halinde görüş bildirmek,
f) İlgili birimlerle işbirliği yaparak işletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin usul ve esaslar hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
g) Şirkete ilişkin iç yönerge ve işleyiş prosedürlerinin taslaklarını hazırlamak, güncellemek ve Genel Müdüre sunmak,
ğ) İşletilen organize toptan elektrik piyasalarında, ticarete konu olacak yeni ürün geliştirme çalışmaları yürütmek,
h) Piyasanın gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına yönelik olarak çalışmalar yapmak, ilgili birimlerin görüşleri doğrultusunda, organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözümler geliştirmek,
ı) Şirketin yabancı piyasa işletmecileriyle yapacağı işbirliklerine ilişkin çalışmaları yürütmek,
i) Bir ya da birden fazla enerji piyasası ile piyasa birleşmesine yönelik çalışmaları yürütmek,
j) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinden sonra gelmek üzere aşağıdaki 17/A ve 17/B maddeleri eklenmiştir.
“Bilgi Teknolojileri Direktörlüğü
MADDE 17/A – (1) Bilgi Teknolojileri Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin bilgi teknolojileri stratejisini belirlemek ve uygulama geliştirme ve/veya satın alma projelerinin bilgi teknolojileri stratejisi doğrultusunda gerçekleştirilmesini sağlamak,
b) Yönetilen sistemlerin erişilebilirliğini, sürekliliğini ve işler halde tutulmasını sağlamak; sistemlerin yedeklemesini, kapasite yönetimini, performans takibini, optimizasyonunu, yama yönetimini, kimlik yönetimini, erişim ve yetkilendirmesini sağlamak,
c) Uygulama değişiklik ve güncellemelerinin sistemlerde kesintiye sebep olmayacak şekilde gerçekleştirilmesini sağlamak; kullanılan sistemlerin güncel ve güvenli olmasını sağlamak, uygun olan teknolojik yeniliklerin geliştirilen yazılımlar üzerinde uygulanmasına yönelik öneri ve çalışmalarda bulunmak,
ç) İhtiyaç duyulan teknolojik yenilikleri planlayarak gerçekleştirmek; yönetilen sistemlerdeki açıkları kapatacak ve işletim sorunlarını giderecek yöntemleri uygulamak; ihtiyaç duyulan yazılım ve sistemlerin alımına yönelik teknik şartnameleri hazırlamak,
d) Şirketin veri tabanı yönetim sistemleri için kurulum, konfigürasyon, kapasite yönetimi, yama yönetimi, değişiklik yönetimi, işletim ve bakım, güvenlik, sıcak/soğuk yedekleme ve geri dönüş gibi faaliyetleri planlamak, bu işlemlerin yapılabilmesi için gerekli prosedürleri ve uygulamaları hazırlamak ve dokümante etmek,
e) Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerinin program yönetimi ilkeleri çerçevesinde yönetimi ve koordinasyonunu sağlamak; Şirketin bilgi teknolojileri alanında kalite politikalarını belirlemek, sistemlerin yönetiminin, yazılım geliştirme süreçlerinin ve tedarik edilen yazılım ve donanımların kalite politikaları ile uyumlu olmasını sağlamak; Şirket bünyesinde yürütülen bilgi teknolojileri projelerine en uygun yazılım geliştirme metodolojilerini belirlemek, uygulanmasını sağlamak,
f) Şirketin bilgi güvenliğine ait süreçleri belirlemek ve izlemek; bilgi güvenliği politikaları ve kontrollerini tesis etmek ve bunlara uyumu izlemek; bilgi sistemleri ve içerdiği verinin güvenliğini garanti etmek amacı ile periyodik güvenlik denetim ve testlerini uygulamak,
g) Şirket bünyesinde bulunan bilgi teknolojileri varlıkları ve süreçleri için risk değerlendirmeleri yapmak ve tespit edilen riskler için önleyici politikalar üretmek ve uygulamak,
ğ) İşletilen organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin yenilikler ile mevzuat değişikliklerini takip etmek, değişen gereksinimleri karşılayacak bilgi teknolojileri sistemlerini ve gerekli donanımları edinmek, yazılımları geliştirmek ve/veya dış tedarikçi firmalardan satın almak ve mevcut sistemler ile entegrasyonunu sağlamak, kullanıcılar için test sistemleri sunmak,
h) Enerji piyasalarının gelişimi doğrultusunda yeni organize toptan enerji piyasaları kurulmasına veya mevcut piyasaların geliştirilmesine olanak sağlayacak bilgi teknolojileri alanındaki gelişmeleri takip etmek, ilgili birimler ile beraber çalışarak organize toptan enerji piyasalarının etkin gelişimini destekleyecek çözüm ve öneriler geliştirmek,
ı) Genel Müdür tarafından verilen, görev alanına giren diğer görevleri yerine getirmek ve yetkileri kullanmak.”
“İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğü
MADDE 17/B – (1) İç Kontrol ve Risk Yönetimi Direktörlüğünün görev ve yetkileri şunlardır:
a) Şirketin değerlerini ve etik kurallarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
b) Şirket faaliyetlerinin mevzuata ve Şirket iç düzenlemelerine uygun yürütülmesini izlemek üzere gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
c) Mali raporların gerçeğe uygun, anlaşılır, şeffaf ve güvenilir olmasını teminen gerekli iç kontrol prosedürlerini oluşturmak ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
ç) Yönetim Kurulunca onaylanan iç kontrol prosedürlerine göre gerekli periyodik raporlamaları yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
d) Bağımsız dış denetim faaliyetlerini gözetmek ve bağımsız dış denetçi seçimi için gerekli çalışmaları yapmak,
e) İç denetim sonuçlarına ilişkin gerekli aksiyonların alınıp alınmadığına ilişkin raporlama yapmak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
f) Şirketin varlığını, gelişmesini ve devamını tehlikeye düşürebilecek sebeplerin erken teşhisi, tespit edilen risklerle ilgili gerekli önlemlerin alınması ve riskin yönetilmesi amacıyla risk yönetim stratejileri ve politikalarını belirlemek ve Yönetim Kurulunun onayına sunmak,
g) Yönetim Kurulu tarafından kabul edilen stratejiler ve politikalar çerçevesinde risk yönetim uygulama esaslarını belirlemek ve risk yönetim mekanizmalarını kurmak,
ğ) Risk yönetim sistemini yılda en az bir kere gözden geçirmek,
h) Her iki ayda bir risk durumunu değerlendiren, varsa tehlikelere işaret eden ve çareleri gösteren bir risk raporu hazırlamak ve Yönetim Kuruluna sunmak,
ı) Hazırlanan raporları Şirket yönetim kurulunda değerlendirildikten sonra Şirketin bağımsız dış denetçisine göndermek,
i) Faaliyetlerini, ilgisine göre Yönetim Kurulu bünyesinde oluşturulan Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerine bağlı ve bunlarla koordineli bir şekilde yürütmek,
j) Yönetim Kuruluna sunulması gereken öneri ve raporlamalar önce bu komitelerde görüşmek, daha sonra komite kararı ile birlikte Yönetim Kuruluna arz etmek,
k) Denetim ve Uyum Komitesi ile Riskin Erken Saptanması Komitelerinin komite kararlarının yazılması ve muhafaza edilmesi ve buna benzer sekreterya hizmetlerini yerine getirmek.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 18 inci maddesinin birinci fıkrasının (j) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 19 uncu maddesinin ikinci fıkrasının (d) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 10 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 11 – Bu Yönetmelik hükümlerini Kurum Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6507_68641a783.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 6507-6 Karar Tarihi: 29/09/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/09/2016 tarihli toplantısında; ekte yer alan “Elektrik Dağıtım Şirketleri İle Görevli Tedarik Şirketleri Çağrı Merkezleri Hizmet Kalitesi Standartlarına 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 ESASLAR
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Usul ve Esasların amacı; elektriğin yeterli, kaliteli ve sürekli bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için elektrik dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, tüketici hizmetleri merkezlerinin bünyesinde kurulan, tüketicilere yönelik yirmidört saat verimli ve kesintisiz hizmet sağlanmasına ilişkin olarak uyulması gereken çağrı merkezi hizmet kalitesi standartlarına ilişkin usul ve esasları belirlemektir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Usul ve Esaslar; tüketicilere yönelik yirmidört saat kesintisiz hizmet verecek çağrı merkezi hizmet kalitesi standartlarına ilişkin usul ve esasları kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliği’nin 17 nci maddesinin ikinci fıkrasına dayanılarak hazırlanmıştır.
Tanımlar
MADDE 4 – (1) Bu Usul ve Esaslarda geçen;
a) Alt menü: Sesli yanıt sisteminin ana menüsünde yer alan başlıklardan birinin seçilmesi ile karşılaşılan ilk menüyü,
b) Ana menü: İşletmecinin çağrı merkezini arayan kişiyi karşılayan sesli yanıt sisteminde temel seçeneklerin yer aldığı ilk menüyü,
c) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,
d) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu
e) Sesli yanıt sistemi: Çağrı merkezini arayan kişinin çağrı merkezine bağlandıktan sonra ana menü ve alt menüde işlem yapmak istediği konulara ait olarak bilgi alma, bilgi verme, talep ve şikâyetleri alma ve ilgili operatöre yönlendirme amacı ile oluşturulan otomatik cevap sistemini
ifade eder.
Çağrı Merkezi Özellikleri
MADDE 5 – (1) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketlerinin faaliyet konuları ile ilgili olarak itirazlar, şikâyetler, taleplere ilişkin bilgilendirme ve yönlendirme konularında kullanıcılara yardımcı olmak üzere kurdukları çağrı merkezi aşağıda yer alan asgari özelliklere sahip olmalıdır.
Sesli yanıt sistemi olan çağrı merkezlerinin ana ve alt menü yapıları, arayan kişinin, çağrı merkezine bağlandıktan sonra azami 45 saniye içerisinde operatöre bağlanma seçeneğine ulaşılabilir şekilde olmalıdır.
Sesli yanıt sistemi olan çağrı merkezlerinde, çağrı merkezine bağlanılmasından itibaren sesli yanıt sisteminde iki dakika içerisinde herhangi bir işleme ulaşamayan kişiler otomatik olarak operatöre yönlendirilir.
Sesli yanıt sisteminin ana ve alt menüsünde geçen sürelere, bu bölümlerde yapılan reklamlar, duyurular ve bilgilendirmeler dâhildir.
Şikayetler belirlenen konu başlıklarına ve sıklıklarına göre tasnif edilir.
Her başvuru için bir takip numarası oluşturulur ve arayan kişiye sesli yanıt sistemi ve/veya operatör tarafından bildirilir.
Cevap ve bilgilendirme için yapılacak geri dönüşler arayan kişinin talebine uygun olarak e-posta, telefon veya sms yoluyla ya da yazılı olarak yapılır ve geri dönüş tarihleri ile içerikler çağrı merkezi sisteminde veya ilgili sistemlerde kayıt altına alınır
Çağrı merkezi aramaları ve çağrı merkezi üzerinden telefonla yapılan geri aramalar sesli kayıt altına alınır.
Çağrı merkezi aramalarına ilişkin çağrı merkezi sistemi üzerinde yapılan tüm işlemler kayıt altına alınır.
Çağrı merkezine ulaşan talep ve şikâyetler için oluşturulan ve ilgili diğer sistemlere aktarılan iş emirleri, ilgili sistemlerle karşılıklı izlenebilir olacak şekilde kayıt altına alınır.
Çağrı merkezi sisteminin işleyişini etkileyen yetkilendirme, ayarlama, güncelleme, menü ağacı değişiklikleri, anons değişiklikleri vb. işlemler yeterli bilgiyi içerecek biçimde kayıt altına alınır.
Çağrı merkezi sisteminde kayıt altına alınan işlemlere ait ve raporlamalara esas veri ve bilgiler değiştirilemeyecek şekilde olmalıdır.
Çağrı merkezi aramalarına ilişkin tüm işlem kayıtları ve ses kayıtları ile çağrı merkezi sisteminin işleyişini etkileyen yetkilendirme, ayarlama, güncelleme, menü ağacı değişiklikleri, anons değişiklikleri vb. işlemlere ilişkin kayıtlar 1 yıl çağrı merkezi sisteminde doğrudan erişilebilir biçimde ve ilave olarak 5 yıl da yedekleme ünitelerinde saklanır.
Elektrik Piyasası Tüketici Hizmetleri Yönetmeliğinin 17 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamında aynı kaynaktan hizmet alımı yapan şirketlerin sistemleri birbirinden bağımsız sistemler gibi işlemeli ve raporlamalar ile kalite göstergelerine ilişkin gerçekleşme değerleri şirket bazında üretilmelidir.
TS EN 15838 standardına veya bunun yerine geçen standarda uygun olmalıdır.
Hizmet Kalitesi Göstergeleri
MADDE 6 – (1) ) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri çağrı merkezlerinde, Ek-1 de belirlenen hizmet kalitesi göstergeleri ve bu göstergelere ait hedef değerleri esas alarak hizmet sunar. Kurul Kararıyla hedef değerler yıllık olarak değiştirilebilir ve ilave gösterge ve hedef değerler belirlenebilir.
Bildirim
MADDE 7 – (1) Dağıtım şirketleri ile görevli tedarik şirketleri tarafından, çağrı merkezinin gerekli niteliklere haiz olduğu, ilgili standartlara uygun biçimde işletildiği ve üretilen raporların doğruluğu, bu konuda akredite tarafa yıllık olarak müteakip yıl içinde incelettirilip belgelendirilerek sonuç raporu incelemenin yapıldığı yılın Mart ayı sonuna kadar Kuruma sunulur.
(2) Elektrik dağıtım ve görevli tedarik şirketleri çağrı merkezi kalite göstergelerine ilişkin gerçekleşmeleri ve gerçekleşme değerlerine esas verileri belirlenen formatta ve belirlenen zamanlarda Kuruma sunar.
(3) Tüketici hizmetleri merkezi tarafından kaydedilen tüm başvurular Ek-2’de yer alan asgari konu başlıklarını da içerecek şekilde tasnif edilerek Kuruma sunulur.
Kalite Göstergelerinin Gelir Tavanına Yansıtılması
MADDE 8 – (1) Çağrı merkezi için belirlenen hizmet kalitesi göstergeleri ve hedef değerleri doğrultusunda, dağıtım şirketi ve görevli tedarik şirketinin sergilediği performansın gelir tavanına yansıtılmasında; kalite faktörünün hesaplanmasında dikkate alınacak kalite göstergeleri ve bu göstergelerin etki ağırlıkları ile gelir tavanına yansıtılacak artış/azalış miktarlarının limit değerleri Kurul Kararı ile belirlenir.
Yürürlük
MADDE 9 – (1) Bu Usul ve Esaslar yayımlandığı tarih de yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 10 – (1) Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Ek-1 Çağrı Merkezi Hizmet Kalitesi Göstergeleri ve Hedef Değerleri
Ek-2 Şikâyet Ana/Alt Kategorisi
Kalite Göstergesi | Açıklama | Hedef Değer
Ulaşılabilirlik seviyesi-1 (%US1) | 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) | 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 | 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 | Kesme - Bağlama
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 Şikayetler | 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 Şikayetler
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_65c2192410652.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 Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki bentler eklenmiştir.
“şşş) 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) Birleşik elektrik üretim tesisi: Şebekeye aynı bağlantı noktasından bağlanan birden fazla enerji kaynağından elektrik üretmek amacı ile kurulan tek bir elektrik üretim tesisini,
uuu) 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) 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) Destekleyici kaynaklı elektrik üretim tesisi: Üretim tesislerinde ısıl dönüşüm sürecinde diğer bir enerji kaynağından da yararlanılan tek bir elektrik üretim tesisini,
yyy) Ana kaynak: Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesislerinde önlisans veya lisans başvurusunda tercih edilen kaynağı,
zzz) 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) Yüzer GES: Rezervuarlı veya regülatörlü hidroelektrik üretim tesisleri santral sahaları kapsamındaki su yüzeylerine kurulan güneş enerjisine dayalı elektrik üretim ünitelerini,”
MADDE 2 – Aynı Yönetmeliğin 5 inci maddesinin birinci fıkrasına aşağıdaki cümle eklenmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“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.”
“(4) Birleşik elektrik üretim tesisi ve birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisinde hiçbir koşulda yardımcı kaynak ana kaynağa dönüştürülemez.”
MADDE 3 – Aynı Yönetmeliğin 12 nci maddesinin beşinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiş, aynı maddenin altıncı fıkrasının (c) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddenin yedinci fıkrasına aşağıdaki bent eklenmiştir.
“e) 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.”
“c) 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, ”
“ç) Birleşik elektrik üretim tesisi ile birleşik yenilenebilir elektrik üretim tesisi için yapılan önlisans başvurusu kapsamında yardımcı kaynak için bu fıkranın (c) bendi haricinde bu maddenin tüm hükümleri uygulanır.”
MADDE 4 –Aynı Yönetmeliğin 15 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(7) 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.”
MADDE 5 – Aynı Yönetmeliğin 17 nci maddesinin birinci fıkrasının (g) bendinin (2) numaralı alt bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve aynı maddeye aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“2) 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,”
“(5) Birden çok kaynaklı elektrik üretim tesisi kurmak amacıyla başvuruda bulunan önlisans sahibi tüzel kişiler, bu maddenin birinci ve ikinci fıkralarındaki yükümlülüklerini yerine getirir. Bu yükümlülükler, kaynak bazında ayrı ayrı veya birlikte yerine getirilebilir.”
MADDE 6 – Aynı Yönetmeliğin 18 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(12) 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) Yardımcı kaynağı rüzgar veya güneş enerjisine 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, Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotu ile işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjine dayalı üniteler için DSİ ile kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, beşinci fıkrada belirlenen yükümlülüklerin tamamlanması ve rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin alınması amacıyla ilgili kurumlara başvuru yapıldığına ilişkin belgenin Kuruma sunulması kaydıyla önlisans tadili yapılır.”
MADDE 7 – Aynı Yönetmeliğin 20 nci maddesinin altıncı fıkrasının sonuna aşağıdaki cümle eklenmiştir.
“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.”
MADDE 8 – Aynı Yönetmeliğin 24 üncü maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(17) Üretim lisansına konu tesisinin 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 gücün 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, Yüzer GES’ler veya hidroelektrik kaynaklara dayalı tesislerin kanal yüzeylerinde veya rezervuar alanında azami su kotuyla işletme kotu arasında kalan yerlerde kurulacak güneş enerjisine dayalı üniteler için DSİ ile kiralama sözleşmesinin yapılmış olması,
kaydıyla uygun bulunabilir. Uygun bulma Kurul kararının tebliğ tarihinden itibaren Kurul kararında belirlenen süre içerisinde, dördüncü fıkrada belirlenen yükümlülüklerin tamamlanması ve rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri için Teknik Etkileşim İzni belgesinin Kuruma sunulması kaydıyla lisans tadili yapılır.”
MADDE 9 – Aynı Yönetmeliğin 26 ncı maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(6) 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.”
MADDE 10 – Aynı Yönetmeliğin 30 uncu maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“ (3) 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 miktardan fazla olan üretimler için herhangi bir tahakkuk ve ödeme yapılmaz. Ancak bu durum katılımcının ilgili mevzuattaki yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.”
MADDE 11 – Aynı Yönetmeliğin 35 inci maddesinin dördüncü fıkrasında yer alan “lisans sahibinin” ibaresinden önce gelmek üzere “önlisans veya” ibaresi eklenmiş, aynı fıkrada yer alan “Kuruma yazılı” ibaresinden sonra gelmek üzere “veya EPDK Başvuru Sistemi üzerinden elektronik” ibaresi eklenmiştir.
MADDE 12 – Aynı Yönetmeliğin 43 üncü maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(15) 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.”
MADDE 13 – Aynı Yönetmeliğin 45 inci maddesine aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(6) 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.”
MADDE 14 – Bu Yönetmelik 1/7/2020 tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 15 – Bu Yönetmelik hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmeliğin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
2/11/2013 28809
Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Yönetmelikte Değişiklik Yapan Yönetmeliklerin Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
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 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_65f96f7a54365.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10712 Karar Tarihi : 06/01/2022
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 06/01/2022 tarihli toplantısında; aşağıdaki “Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Usul ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete’de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
ORGANİZE TOPTAN ELEKTRİK PİYASALARINDA ŞEFFAFLIĞIN TEMİNİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1 –28/05/2016 tarihli ve 29725 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Organize Toptan Elektrik Piyasalarında Şeffaflığın Teminine İlişkin Usul ve Esasların 1 inci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“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.”
MADDE 2- Aynı Usul ve Esasların 2 nci maddesi aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“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.”
MADDE 3- Aynı Usul ve Esasların 3 üncü maddesinin birinci ve ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
MADDE 4– Aynı Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiş ve maddenin sonuna aşağıdaki fıkra eklenmiştir.
“(1) Şeffaflık platformunda yayımlanacak veriler EPİAŞ tarafından ilgili verilere sahip kuruluşlardan bu mevzuat dayanak gösterilerek istenir.
(3) EPİAŞ, şeffaflık platformunda yayımlanan verilere ilişkin ilave hizmetler için ücret talep edebilir.”
MADDE 5– Aynı Usul ve Esasların 5 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(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.”
Yürürlük
MADDE 6– Bu Usul ve Esaslar yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
MADDE 7– Bu Usul ve Esasların hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_66e235b854360.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 7557 Karar Tarihi: 21/12/2017
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 21/12/2017 tarihli toplantısında; Elektrik Piyasasında 2018 yılında uygulanacak olan önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedellerine ilişkin olarak aşağıdaki karar alınmıştır.
Madde 1- 02.11.2013 tarihli ve 28809 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 43 üncü maddesi uyarınca 2018 yılında uygulanacak olan önlisans ve lisans alma, yıllık lisans, lisans yenileme, önlisans ve lisans tadili, önlisans ve lisans sureti çıkartma bedelleri aşağıdaki şekilde belirlenmiştir.
Üretim faaliyeti:
Önlisans için:
Önlisans Alma Bedelleri:
(2) Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere önlisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden önlisans alma bedelinin % 10’u tahsil edilir.
(3) Önlisans Tadil Bedeli: Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen önlisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen önlisans alma bedeli arasındaki fark kadar, değer aralığının aşılmadığı hallerde ve diğer tadillerde 7.000 (Yedibin)TL (Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan önlisans tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel 7.000 (Yedibin)TL’den az olamaz.)
(4) Önlisans Sureti Çıkartma Bedeli: 1.500 (Binbeşyüz)TL.
Üretim Lisansı İçin:
Lisans Alma Bedelleri:
(2) Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin % 10’u tahsil edilir.
(3) Yıllık lisans bedeli: Üretimi yapılan kWh başına 0,003 (Sıfırtambindeüç) Kr.
(4) Lisans yenileme bedeli: Lisans alma bedelinin %50’si.
(5) Lisans Tadili : Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen lisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen lisans alma bedeli arasındaki fark kadar, değer aralığının aşılmadığı hallerde ve diğer tadillerde 7.000 (Yedibin)TL. (Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan lisans tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel 7.000 (Yedibin)TL’den az olamaz.)
(6) Lisans Sureti Çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL.
b) İletim faaliyeti:
(1) Yıllık lisans bedeli: İletimi yapılan kWh başına 0,003 (Sıfırtambindeüç) Kr.
(2) Lisans tadili: 7.000 (Yedibin)TL
(3) Lisans sureti çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL
Dağıtım Faaliyeti İçin:
Lisans alma bedeli:
Yıllık lisans bedeli: Dağıtımı yapılan kWh başına 0,003 (Sıfırtambindeüç) Kr.
Lisans yenileme bedeli: Lisans alma bedelinin %50’si.
Lisans tadili: Dağıtım bölgelerinin birleşmesi sonucunda dağıtımı yapılan enerji miktarının tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen yürürlükteki lisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen lisans alma bedeli arasındaki fark kadar, değer aralığının aşılmadığı hallerde ve diğer tadillerde 7.000 (Yedibin)TL.
(5) Lisans sureti çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL
d) Tedarik Lisansı İçin:
Lisans Alma Bedeli:
a-Görevli tedarik şirketleri için: 690.000 (Altıyüzdoksanbin)TL.
b-Diğer tedarik lisansı verilecek tüzel kişiler için: 380.000 (üçyüzseksenbin) TL.
Yıllık lisans bedeli:
a-Görevli tedarik şirketleri için toptan ve/veya perakende satışı yapılan toplam kWh başına 0,003 (Sıfırtambindeüç) Kr.
b- Diğer tedarik şirketleri için toptan ve/veya perakende satışı yapılan toplam kWh başına 0,003 (Sıfırtambindeüç) Kr.
(3) Lisans yenileme bedeli: Lisans alma bedelinin %50’si.
(4) Lisans tadili: 7.000 (Yedibin)TL
(5) Lisans sureti çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL.
e) Piyasa İşletim Lisansı İçin :
Lisans Alma Bedeli: 690.000 (Altıyüzdoksanbin)TL.
Yıllık lisans bedeli: 0 (sıfır) Kr.
(3) Lisans yenileme bedeli: Lisans alma bedelinin %50’si.
(4) Lisans tadili: 7.000 (Yedibin)TL.
(5) Lisans sureti çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL.
OSB’ler İçin:
OSB üretim faaliyeti:
OSB Üretim Önlisans İçin:
Önlisans Alma Bedelleri:
(2) Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere OSB üretim önlisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden OSB üretim önlisans alma bedelinin % 10’u tahsil edilir.
(3) Önlisans Tadil Bedeli: Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen OSB üretim önlisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen OSB üretim önlisans alma bedeli arasındaki fark kadar, değer aralığının aşılmadığı hallerde ve diğer tadillerde 7.000 (Yedibin)TL. (Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan OSB üretim önlisans tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel 7.000 (Yedibin)TL’den az olamaz.)
(4) Önlisans Sureti Çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL.
OSB Üretim Lisansı İçin:
Lisans Alma Bedelleri:
(2)Yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere OSB üretim lisansı almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden OSB üretim lisans alma bedelinin % 10’u tahsil edilir.
(3) Yıllık lisans bedeli: Üretimi yapılan kWh başına 0,003 (Sıfırtambindeüç) Kr.
(4) Lisans yenileme bedeli: Lisans alma bedelinin %50’si
(5) Lisans Tadil Bedeli: Kurulu güç artışlarında oluşan yeni kurulu güç değerinin tadil öncesi değer aralığını aşması halinde, tadil öncesi değer aralığına karşılık gelen OSB üretim lisans alma bedeli ile yeni değer aralığına karşılık gelen OSB üretim lisans alma bedeli arasındaki fark kadar, değer aralığının aşılmadığı hallerde ve diğer tadillerde 7.000 (Yedibin)TL. (Bu hükmün yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerine uygulanmasında, hesaplanan OSB üretim lisans tadil bedelinin % 10’u dikkate alınır. Ancak bu bedel 7.000 (Yedibin)TL’den az olamaz.)
(6) Lisans sureti çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL
OSB dağıtım faaliyeti:
Lisans alma bedeli:
Yıllık lisans bedeli: Dağıtımı yapılan kWh başına 0,003 (Sıfırtambindeüç) Kr.
Lisans yenileme bedeli: Lisans alma bedelinin %50’si
Lisans tadili: 7.000 (Yedibin)TL.
(5) Lisans sureti çıkartma: 1.500 (Binbeşyüz)TL.
Madde 2- Bu Karar 01/01/2018 tarihinde yürürlüğe girer.
Madde 3- Bu Kararı Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanı yürütür.
Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)”
0 < P ≤ 10 MW 7.000 | (Yedibin)TL
10 < P ≤ 25 MW 13.800 | (Onüçbinsekizyüz)TL
25 < P ≤ 50 MW 20.700 | (Yirmibinyediyüz)TL
50 < P ≤ 100 MW 34.500 | (Otuzdörtbinbeşyüz)TL
100 < P ≤ 250 MW 69.000 | (Altmışdokuzbin)TL
250 < P ≤ 500 MW 138.000 | (Yüzotuzsekizbin)TL
500 < P ≤ 1000 MW 207.000 | (İkiyüzyedibin)TL
P > 1000 MW 345.000 | (Üçyüzkırkbeşbin)TL
Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)”
0 < P ≤ 10 MW 7.000 | (Yedibin)TL
10 < P ≤ 25 MW 13.800 | (Onüçbinsekizyüz)TL
25 < P ≤ 50 MW 20.700 | (Yirmibinyediyüz)TL
50 < P ≤ 100 MW 34.500 | (Otuzdörtbinbeşyüz)TL
100 < P ≤ 250 MW 69.000 | (Altmışdokuzbin)TL
250 < P ≤ 500 MW 138.000 | (Yüzotuzsekizbin)TL
500 < P ≤ 1000 MW 207.000 | (İkiyüzyedibin)TL
P > 1000 MW 345.000 | (Üçyüzkırkbeşbin)TL
Bir yılda dağıtımı yapılan enerji miktarı, “D (kWh)” | Bir yılda dağıtımı yapılan enerji miktarı, “D (kWh)” | Bir yılda dağıtımı yapılan enerji miktarı, “D (kWh)”
D ≤ 100 milyon kWh 34.500 | (Otuzdörtbinbeşyüz)TL
100 milyon kWh < D ≤ 250 milyon kWh 69.000 | (Altmışdokuzbin)TL
250 milyon kWh < D ≤ 500 milyon kWh 103.500 | (Yüzüçbinbeşyüz)TL
500 milyon kWh < D ≤ 1 milyar kWh 172.500 | (Yüzyetmişikibinbeşyüz)TL
1 milyar kWh < D ≤ 5 milyar kWh 345.000 | (Üçyüzkırkbeşbin)TL
5 milyar kWh < D ≤ 10 milyar kWh 690.000 | (Altıyüzdoksanbin)TL
D>10 milyar kWh 1.050.000 | (Birmilyonellibin)TL
Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)”
0 < P ≤ 10 MW 7.000 | (Yedibin)TL
10 < P ≤ 25 MW 13.800 | (Onüçbinsekizyüz)TL
25 < P ≤ 50 MW 20.700 | (Yirmibinyediyüz)TL
50 < P ≤ 100 MW 34.500 | (Otuzdörtbinbeşyüz)TL
100 < P ≤ 250 MW 69.000 | (Altmışdokuzbin)TL
250 < P ≤ 500 MW 138.000 | (Yüzotuzsekizbin)TL
500 < P ≤ 1000 MW 207.000 | (İkiyüzyedibin)TL
P > 1000 MW 345.000 | (Üçyüzkırkbeşbin)TL
Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)” | Kurulu güç değeri, “P(MW)”
0 < P ≤ 10 MW 7.000 | (Yedibin)TL
10 < P ≤ 25 MW 13.800 | (Onüçbinsekizyüz)TL
25 < P ≤ 50 MW 20.700 | (Yirmibinyediyüz)TL
50 < P ≤ 100 MW 34.500 | (Otuzdörtbinbeşyüz)TL
100 < P ≤ 250 MW 69.000 | (Altmışdokuzbin)TL
250 < P ≤ 500 MW 138.000 | (Yüzotuzsekizbin)TL
500 < P ≤ 1000 MW 207.000 | (İkiyüzyedibin)TL
P > 1000 MW 345.000 | (Üçyüzkırkbeşbin)TL
Bir yılda dağıtımı yapılan/yapılması öngörülen enerji miktarı, “D (kWh)” | Bir yılda dağıtımı yapılan/yapılması öngörülen enerji miktarı, “D (kWh)” | Bir yılda dağıtımı yapılan/yapılması öngörülen enerji miktarı, “D (kWh)”
D ≤ 100 milyon kWh 34.500 | (Otuzdörtbinbeşyüz)TL
100 milyon kWh < D ≤ 250 milyon kWh 69.000 | (Altmışdokuzbin)TL
250 milyon kWh < D ≤ 500 milyon kWh 103.500 | (Yüzüçbinbeşyüz)TL
500 milyon kWh < D ≤ 1 milyar kWh 172.500 | (Yüzyetmişikibinbeşyüz)TL
1 milyar kWh < D ≤ 5 milyar kWh 345.000 | (Üçyüzkırkbeşbin)TL
5 milyar kWh < D ≤ 10 milyar kWh 690.000 | (Altıyüzdoksanbin)TL
D>10 milyar kWh 1.050.000 | (Birmilyonellibin)TL |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_66e28cdf10720.docx | EK-2
Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1 Bağlantı Görüşü Tablosu1
S/N | Başvuru Sahibi | Bağlantı Talep Gücü (kW) | Bağlantı Başvurusunun Tarihi | Bağlantı Başvurusunun Sayısı | Bağlantı Görüşünün Tarihi2 Bağlantı Görüşünün Sayısı2 Bağlantının Karşılanacağı Gerilim Seviyesi (AG/OG) | Bağlantı Talebine Konu Yerin Bulunduğu Konum3 Bağlantı Talebine Konu Konumu Tevsik Edici Belge4 Bağlantı Başvurusunun Tipi5 Bağlantı Talebine Konu Yerin Kullanım Amacı6 Bağlantı Talebine Konu Yerin Kullanım Amacı6 Bağlantı Talebine Konu Yerin Kullanım Amacı6
1 Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır. | Elektrik dağıtım şirketi tarafından oluşturulan bütün bağlantı görüşlerine (Bu Usul ve Esasların 17 nci maddesinin beşinci fıkrası uyarınca) yer verilerek yıllık olarak doldurulacaktır.
2 Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. | Bağlantı görüşünün tarih ve sayısına göre doldurulacaktır. Bağlantı görüşünün revize veya ret edildiği durumlarda buna ilişkin yazının tarih ve sayısına göre doldurulacaktır.
3 Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin bulunduğu konum; meskun mahal içi, meskun mahal dışı ve Yönetmeliğin 10/A maddesinin beşinci fıkrasının (h) bendi kapsamında olmasına göre doldurulacaktır.
4 Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir. | Bağlantı talep edilen yeri tevsik edecek şekilde, “İlgili idareden alınan belge” ya da “CBS ekran görüntüsü” şeklinde veri girilecektir.
5 Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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. | Bağlantı başvurusunun ilk defa yapıldığı durumlar için “Bağlantı”, güç artışı talepleri için “Güç artışı”, 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.
6 Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır. | Kullanım yerinin mesken, tarımsal sulama, ticarethane, sanayi ve geçici bağlantı olmasına göre doldurulacaktır.
Not: | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. | Elektrik dağıtım şirketleri tarafından oluşturulan bağlantı görüşlerinde bağlantı hattının bağlantı bedeli ödenmeksizin kullanıcı tarafından veya bağlantı bedelinin ödenmesini müteakip dağıtım şirketlerince tesis edilebileceğine ilişkin hususa yer vermesi esastır. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6752418290034.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 11540 Karar Tarihi: 05/01/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 05/01/2023 tarihli toplantısında; 29/12/2022 tarihli ve 11498 sayılı Kurul kararında 31/03/2022 olarak belirtilmiş olan uygulama dönemi sona erme tarihinin 31/03/2023 olarak düzeltilmesine,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_675ba876.docx | 18 Aralık 2015 Tarihli ve 29566 Sayılı Resmî Gazete de yayımlanmıştır
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No: 5917-1 Karar Tarihi: 16/12/2015
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 16/12/2015 tarihli toplantısında; Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ uyarınca 2016-2020 yıllarında geçerli olacak Brüt Kâr Marjı Tavanının % 2,38 olarak onaylanmasına,
karar verilmiştir. |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_677a7a6b44087.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI
Karar No : 10519 Karar Tarihi : 28.10.2021
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 28.10.2021 tarihli toplantısında; ekteki, “Elektrik Piyasasında Tüketim Tesisi İle Aynı Ölçüm Noktasından Bağlı Ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri İçin Lisanssız Üretim Başvurularına Ve İhtiyaç Fazlası Enerjinin Değerlendirilmesine İlişkin Usul Ve Esaslarda Değişiklik Yapılmasına Dair Usul Ve Esaslar”ın kabul edilerek Resmî Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
EK
ELEKTRİK PİYASASINDA TÜKETİM TESİSİ İLE AYNI ÖLÇÜM NOKTASINDAN BAĞLI VE GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI ÜRETİM TESİSLERİ İÇİN LİSANSSIZ ÜRETİM BAŞVURULARINA VE İHTİYAÇ FAZLASI ENERJİNİN DEĞERLENDİRİLMESİNE İLİŞKİN USUL VE ESASLARDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR USUL VE ESASLAR
MADDE 1- 18/01/2018 tarihli ve 30305 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe girmiş olan Elektrik Piyasasında Tüketim Tesisi İle Aynı Ölçüm Noktasından Bağlı Ve Güneş Enerjisine Dayalı Üretim Tesisleri İçin Lisanssız Üretim Başvurularına Ve İhtiyaç Fazlası Enerjinin Değerlendirilmesine İlişkin Usul ve Esaslar’ın adı, 10 kW’a Kadar Güneş Enerjisine Dayalı Elektrik Üretim Tesisleri İçin Usul ve Esaslar olarak değiştirilmiştir.
MADDE 2- Aynı Usul ve Esasların 1 inci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Bu Usul ve Esasların amacı; Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği uyarınca, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı veya Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yetkilendirilen kurum tarafından kurulu gücü azami 10 kW (10 kW dahil) tip proje hazırlanması uygun görülen, kendi tüketim tesisinin bağlantı anlaşmasındaki sözleşme gücüne kadar üretimi ve tüketimi aynı noktadan bağlı, çatı ve cephe uygulamalı, güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için başvuru ve ihtiyaç fazlası enerjinin değerlendirilmesine ilişkin usul ve esasların belirlenmesi, bu başvurulara istinaden sunulacak bilgi ve belgeler ile düzenlenecek Bağlantı Anlaşmasına Çağrı Mektubu formatının belirlenmesidir.”
MADDE 3- Aynı Usul ve Esasların 2 nci maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Bu Usul ve Esaslar, Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 11 inci maddesinin birinci fıkrasına dayanılarak hazırlanmıştır.”
MADDE 4- Aynı Usul ve Esasların 3 üncü maddesinin birinci fıkrasının (ğ) ve (l) bendi aşağıdaki şekilde değiştirilmiş, (i) bendi yürürlükten kaldırılmıştır.
“ğ) kW: Elektriksel güç olarak ulaşılabilecek en yüksek güç değerini,”
“l) Yönetmelik: Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği,”
MADDE 5- Aynı Usul ve Esasların 4 üncü maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Bu Usul ve Esaslar kapsamındaki başvurular, Ek-1’de yer alan bilgi ve belgeler ile birlikte İlgili Şebeke İşletmecisinin merkez veya taşra birimine yazılı olarak veya elektronik ortamda elektronik veya mobil imza ile yapılır. Ayrıca, başvuruda bulunan kişilerce Yönetmeliğin 37 nci maddesinin onuncu fıkrası kapsamında Ek-2’de yer alan beyan sunulur.”
MADDE 6- Aynı Usul ve Esasların 6 ncı maddesinin ikinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(2) Bu Usul ve Esaslar kapsamında bağlanacak GES’lerin toplam kapasitesi ile Yönetmeliğin 7 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamında bağlanacak tesislerin kapasitesi, bu tesislerin bağlanacağı dağıtım transformatörünün İlgili Şebeke İşletmecisine ait bir transformatör olması halinde transformatör gücünün yüzde ellisini geçemez. Transformatörün başvuru sahibine ait olması durumunda, bir tüketim tesisi ile ilişkilendirilen üretim tesisinin kurulu gücü 10 kW ile sınırlı olmak kaydıyla söz konusu kapasite transformatör gücü kadar olabilir. Bu Usul ve Esaslar kapsamındaki başvurular için Yönetmeliğin 7 nci maddesinin üçüncü fıkrası hükmü uygulanmaz.”
MADDE 7- Aynı Usul ve Esasların 8 inci maddesinin birinci ve ikinci fıkralarında yer alan “geçici” ibareleri yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 8- Aynı Usul ve Esasların 9 uncu maddesinin birinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(1) Bu Usul ve Esas hükümlerine göre tesis edilecek GES’lerin ihtiyaç fazlası enerjisinin tespiti, faturalandırılması ve değerlendirilmesinde ilgili diğer mevzuattan kaynaklanan yükümlülükler dışında Yönetmelik uyarınca işlem tesis edilir.”
MADDE 9- Aynı Usul ve Esasların 10 uncu maddesinin ikinci fıkrasının tamamı ve dördüncü ile altıncı fıkralarında yer alan “geçici” ibaresi yürürlükten kaldırılmış, beşinci fıkrası aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“(5) Bu Usul ve Esaslar kapsamında başvuruda bulunulan üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesisi aynı kalmak kaydıyla tüketicinin değişmesi halinde, üretim tesisinin devri için kabul şartı aranmaksızın, yeni tüketici için bu Usul ve Esaslar, Yönetmelik kapsamındaki iş ve işlemler devam ettirilir. Yeni tüketici tarafından 30 (otuz) gün içerisinde iş ve işlemlerin sürdürülmesi için başvuruda bulunulmaması ya da iptal talebinde bulunulması halinde ilgisine göre Çağrı Mektubu, Bağlantı Anlaşması ya da Sistem Kullanım Anlaşması hükümsüz hale gelir.”
MADDE 10 – Aynı Usul ve Esasların Ek-1’i aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 11 İnci Maddesinin Birinci Fıkrası Kapsamında Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Üretim Başvurularında Sunulması Gereken Bilgi Ve Belgeler Listesi
Lisanssız Üretim Bağlantı Başvuru Formu (Ek-4)
Gerçek kişiler için aslıyla birlikte sunulacak Nüfus Cüzdanı fotokopisi, tüzel kişiler için tüzel kişiyi temsil ve ilzama yetkili şahıs/şahısların “Yetki Belgeleri”nin aslı veya noter onaylı suretleri veya aslı ile birlikte sunulacak fotokopisi,
Üretim tesisinin kurulacağı alan ile ilgili olarak:
Müstakil binalar için üretim tesisi ile ilişkilendirilen tüketim tesisinin bulunduğu yere ait tapu kaydı veya kira sözleşmesi veya kullanım hakkını gösterir belge
Birden fazla kullanıcının bulunduğu binalarda (apartman vs) apartman veya sitelerin karar defterlerinde başvuru sahibi için güneş enerjisine dayalı üretim tesisi kurulabileceğine dair karar örneğinin noter onaylı sureti
Tüketim tesisi ile ilgili olarak:
Mevcut tüketim tesisleri için Tekil kod
Kurulması planlanan tüketim tesisine ilişkin 3/5/1985 tarihli ve 3194 sayılı İmar Kanununa göre verilen inşaat ruhsatı ve/veya inşaat ruhsatı yerine geçen belge”
MADDE 11 – Aynı Usul ve Esasların Ek-2’si aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“FAALİYET YASAĞINA İLİŞKİN BEYAN
Dağıtım ve görevli tedarik şirketleri dahil olmak üzere, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 14 üncü maddesinin yedinci fıkrası ile Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 37 nci maddesinin onuncu fıkrasında tanımlanan kişiler arasında olmadığımı,
beyan ederim.
İşbu beyanımın gerçek dışı olduğunun tespiti hâlinde Yönetmeliğin 34 üncü maddesinin dördüncü fıkrası kapsamında işlem tesis edileceğini kabul ve taahhüt ederim.
_ _/_ _/_ _ _ _ Ad SOYAD
Unvan (Kaşe)
İmza”
MADDE 12 – Aynı Usul ve Esasların Ek-3’ü aşağıdaki şekilde değiştirilmiştir.
“Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliğinin 11 inci Maddesinin Birinci Fıkrası Kapsamında Güneş Enerjisine Dayalı Lisanssız Üretim Başvurularına İlişkin Bağlantı Anlaşmasına Çağrı Mektubu Örneği
Talep Sahibi Adı Soyadı/Ünvanı : .....................
Talep Numarası : .....................
İşletme Müdürlüğü : .....................
Tüketim Tesisi No : .....................
Sözleşme Gücü (kW) : .....................
Talep Edilen Güç (kW) : .....................
Üretim Talep Edilen Yerin Adresi : ......................
Yukarıda talep numarası ve talep edilen gücü belirtilen, lisanssız güneş enerjisine dayalı üretim tesisinin, aşağıda belirtilen şartlar ile dağıtım sistemine bağlanması uygun görülmüştür.
Bağlantı noktası: .......... TM (... / ...), Fider...., .........TR’ den beslenen ...........
numaralı tüketim tesisi
2. Bağlantı tipi: Tüketim tesisi ile aynı yerde olan üretim tesisi
......... tesisat numaralı tüketim panosu gerekli olması durumunda demontaj edilerek yeni pano tesis edilir.
Tüketim tesisinin şebeke ile bağlantı noktasında çift yönlü ölçüm yapabilen saatlik sayaç kullanılır. Ayrıca üretim tesisinin üretimini sağlıklı ölçmek amacıyla ayrı bir kontrol sayacı kullanılır.
Üretim tesisinin bağlantısı çift yönlü sayaçtan önce tüketim tesisi tarafına yapılır.
Kısa devre hesabında kullanılacak ...... / 0,4 kV dağıtım trafosunun kısa devre gücü (Trafo ....... kVA) ............... olup proje hesaplamaları bu değere göre yapılır.
Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği kapsamında gerçek veya tüzel kişiler tarafından inşa edilip işletilecek üretim tesisleri Yönetmelik ile ilgili mevzuat ve ilgili teknik mevzuatta yer alan esas ve usuller dikkate alınarak projelendirilir, kurulur ve işletilir.
Tebliğ tarihinden itibaren usul ve esaslarda belirtilen süreler içinde projelerin Bakanlığa veya Bakanlığın yetki verdiği kuruma onaylattırılması zorunlu olup, projelerin onaylatılması halinde iş bu şartlarımız ilgili mevzuata göre geçerli kalacaktır. Aksi takdirde şartlarımız hükümsüz olacaktır.”
MADDE 13 – Aynı Usul ve Esasların Ek-5’i yürürlükten kaldırılmıştır.
MADDE 14 – Bu Usul ve Esaslar, yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
MADDE 15 – Bu Usul ve Esaslar hükümlerini Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Başkanı yürütür.
Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete’nin | Usul ve Esasların Yayımlandığı Resmî Gazete’nin
Tarihi | Sayısı
18/01/2018 30305 |
_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_6799-1 SAYILI KURUL KARARI 22.12.2016eb84b15c.docx | Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan :
KURUL KARARI
Karar No : 6799-1 Karar Tarihi : 22/12/2016
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 22/12/2016 tarihli toplantısında; 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun Geçici 7 nci maddesinin ikinci fıkrası kapsamındaki lisans sahibi bir tüzel kişinin bir takvim yılı içerisinde lisansına kayıtlı olan yıllık elektrik enerjisi üretim miktarının piyasada satabileceği oranının 2017 yılı için %40 olarak uygulanmasına,
karar verilmiştir. |
Subsets and Splits
No community queries yet
The top public SQL queries from the community will appear here once available.