— Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği

Başbakanlık Mevzuatı Geliştirme ve Yayın Genel Müdürlüğü

14 Nisan 2009 SALI

Resmî Gazete

Sayı : 27200

YÖNETMELİK

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumundan:

ELEKTRİK PİYASASI DENGELEME VE UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ

BİRİNCİ KISIM

Genel Hükümler

BİRİNCİ BÖLÜM

Amaç, Kapsam, Dayanak ve Tanımlar

Amaç

MADDE 1 – (1) Bu Yönetmeliğin amacı; aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve uzlaştırmanın gerçekleştirilmesine ilişkin usul ve esaslarını belirlemektir.

Kapsam

MADDE 2 – (1) Bu Yönetmelik; dengeleme mekanizmasının ve uzlaştırmanın taraflarının görev, yetki ve sorumlulukları ile aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin dengelenmesine ve lisans sahibi tüzel kişilerin dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya katılımları sonucu oluşan alacak ve borçlarının mali açıdan uzlaştırılmasına ilişkin usul ve esasları kapsar.

Dayanak

MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 1 inci maddesine dayanılarak hazırlanmıştır.

Tanımlar

MADDE 4 – (1) Bu Yönetmelikte geçen;

a) Acil Durum: 22/1/2003 tarihli ve 25001 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği, TEİAŞ’ın lisansı ve ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesinde, sistem kararlılığı ve emniyeti açısından tehlike arz eden durumları,

b) Acil Durum Talimatı: Acil durumların giderilmesine yönelik Sistem İşletmecisi tarafından verilen yük alma ve yük atma talimatlarını,

c) Aracı Banka: Piyasa İşletmecisi tarafından teminat işlemlerinin yürütülmesi amacıyla belirlenen ve teminat işlemlerinin yürütülmesi için Piyasa İşletmecisi ve piyasa katılımcıları tarafından kullanılan bankayı,

ç) Bağlantı Noktası: Piyasa katılımcılarının ve/veya serbest tüketicilerin bağlantı anlaşmaları uyarınca iletim ya da dağıtım sistemine bağlandıkları saha veya irtibat noktasını,

d) Bakanlık: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığını,

e) Başkan: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu Başkanını,

f) Blok Alış Teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün birden fazla ardışık saati için geçerli, kapsadığı zaman dilimi için ortalama fiyat ve miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi alış tekliflerini,

g) Blok Satış Teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün birden fazla ardışık saati için geçerli, kapsadığı zaman dilimi için ortalama fiyat ve miktar bilgilerini içeren aktif elektrik enerjisi satış tekliflerini,

ğ) Blok Teklif: Blok alış-satış tekliflerini,

h) BYTM: Bölgesel Yük Tevzi Merkezini,

ı) Dağıtım: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden naklini,

i) Dağıtım Bölgesi: Bir dağıtım lisansında tanımlanan bölgeyi,

j) Dağıtım Lisansı Sahibi Tüzel Kişi: 29/6/1956 tarihli ve 6762 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümlerine göre kurulan dağıtım lisansı sahibi şirketler ile dağıtım lisansı sahibi Organize Sanayi Bölgesi tüzel kişiliklerini,

k) Dağıtım Sistemi: Bir dağıtım şirketinin belirlenmiş bölgesinde işlettiği ve/veya sahip olduğu elektrik dağıtım tesisleri ve şebekesini,

l) Dağıtım Şirketi: Belirlenen bir bölgede elektrik dağıtımı ile iştigal eden tüzel kişiyi,

m) Dengeden Sorumlu Grup: Piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine bildirmek suretiyle oluşturdukları ve grup içinden bir piyasa katılımcısının grup adına denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülükleri üstlendiği grubu,

n) Dengeden Sorumlu Taraf: Dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğu, dengeden sorumlu grup adına üstlenen ya da herhangi bir dengeden sorumlu gruba dahil olmayan piyasa katılımcısını,

o) Dengeleme: Elektrik enerjisi arz ve talebini dengede tutmak amacıyla yürütülen faaliyetleri,

ö) Dengeleme Birimi: Dengelemeye katılabilecek bir üretim veya tüketim tesisini ya da üretim veya tüketim tesisinin bir bölümünü,

p) 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 İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,

r) Dengeleme Mekanizması: İkili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikte ve gün öncesi dengeleme ile gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri,

s) EIC: Oluşturulmasına ilişkin usul ve esasları ETSO tarafından belirlenip kuruluşun resmi internet sitesinde duyurulan ve ETSO’ya bağlı tüm ülkelerde kullanılan, enerji tanımlama kodlama sistemini,

ş) Esnek Satış Teklifi: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki gün için, belirli bir saat ile ilişkili olmayan, saatlik aktif elektrik enerjisi satışına ilişkin sunmuş oldukları tekliflerini,

t) Eşleştirme: Bir teklif bölgesi ya da belirli teklif bölgelerinden oluşan bir bölgede, ilgili bölgede yer alan teklif bölgeleri için gün öncesi piyasasına sunulmuş olan saatlik alış-satış teklifleri dikkate alınarak, söz konusu bölge için arz ve talep eğrilerinin çizilerek, eğrilerin kesişim noktasının belirlenmesi işlemini,

u) ETSO: Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliğini,

ü) Fatura Dönemi: Bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’de biten süreyi,

v) Fiyat Bölgesi: Dengeleme güç piyasası kapsamında bir uzlaştırma dönemi için aynı saatlik marjinal fiyata sahip teklif bölgelerinin tamamını,

y) Gerçek Zamanlı Dengeleme: Aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, Sistem İşletmecisi tarafından yürütülen faaliyetleri,

z) Gün Öncesi Dengeleme: Sistemdeki arz ve talebin ve/veya piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarının gün öncesinden dengelemesi amacıyla gerçekleştirilen gün öncesi planlama ya da gün öncesi piyasasına ilişkin faaliyetleri,

aa) Gün Öncesi Fiyatı: Gün öncesi planlama kapsamında belirlenen sistem marjinal fiyatlarını ya da gün öncesi piyasasında belirlenen nihai piyasa takas fiyatlarını,

bb) Gün Öncesi Piyasası: Bir gün sonrası teslim edilecek uzlaştırma dönemi bazında elektrik enerjisi alış-satış işlemleri için kurulan ve Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasasını,

cc) Gün Öncesi Piyasası Fiyatı: Nihai piyasa takas fiyatını,

çç) Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması: Piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımı ile Piyasa İşletmecisinin gün öncesi piyasasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,

dd) Gün Öncesi Piyasası Teklifleri: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının sundukları saatlik alış-satış teklifleri, blok alış-satış teklifleri ve esnek satış tekliflerini,

ee) Gün Öncesi Planlama: Gün öncesi piyasasının devreye gireceği zamana kadar, bir gün sonrasına yönelik olarak öngörülen saatlik talebin gün öncesinden dengelemesi amacıyla Piyasa İşletmecisi koordinasyonunda yürütülen faaliyetleri,

ff) Gün Öncesi Planlama Modülü: Gün öncesi planlama kapsamında, sistem marjinal fiyatlarının belirlenmesi ve gün öncesi programının oluşturulması fonksiyonlarını dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde gerçekleştirme amacıyla Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisi tarafından kullanılan, PYS kapsamında yer alan yazılım modülünü,

gg) Gün Öncesi Programı: Gün öncesi dengeleme faaliyetleri sonucunda, bir gün sonrası için oluşturulan ulusal ölçekli üretim/tüketim programını,

ğğ) Gün Öncesi Üretim/Tüketim Programı (GÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve Piyasa İşletmecisine gün öncesi dengeleme aşamasının başlangıcında bildirdiği, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındaki üretim ya da tüketim değerlerini,

hh) Gün Öncesi Yük Alma Teklifleri: Gün öncesi planlama kapsamında sunulan saatlik, blok ve esnek yük alma tekliflerini,

ıı) Gün Öncesi Yük Atma Teklifleri: Gün öncesi planlama kapsamında sunulan saatlik ve blok yük atma tekliflerini,

ii) İkili Anlaşmalar: Gerçek veya tüzel kişiler ile lisans sahibi tüzel kişiler arasında veya lisans sahibi tüzel kişilerin kendi aralarında özel hukuk hükümlerine tabi olarak, elektrik enerjisinin alınıp satılmasına dair yapılan ticari anlaşmaları,

jj) İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hatlar üzerinden naklini,

kk) İletim Kapasitesi: İletim sisteminin herhangi bir noktasından gönderilebilen/alınabilen megavat cinsinden (MW) elektrik enerjisi güç miktarını,

ll) İletim Sistemi: Elektrik iletim tesisleri ve şebekesini,

mm) İletim Sistemi Konfigürasyonu: İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisinin hesaplanması için dikkate alınacak sayaçlar, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve sayaçlara uygulanacak kayıp katsayıları gibi bilgileri içeren hesaplama kurallarını,

nn) İlgili Mevzuat: Elektrik piyasasına ilişkin Kanun, yönetmelik, tebliğ, genelge, Kurul kararları ile ilgili tüzel kişilerin sahip olduğu lisans veya lisansları,

oo) İtibari Bağlantı Noktası: Kurum tarafından çıkarılacak olan kayıp katsayıları metodolojisinde kayıpların hesaplanmasında kullanılan itibari noktayı,

öö) İtibari Sistem Dengesizlik Fiyatı: Piyasa katılımcısının yatıracağı teminatı belirlemek üzere riske maruz değerinin hesaplanmasında esas alınacak sistem dengesizlik fiyatını,

pp) Kanun: 20/2/2001 tarihli ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununu,

rr) Kesinleşmiş Gün Öncesi Üretim/Tüketim Programı (KGÜP): Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün öncesi dengeleme sonucuna bağlı olarak bir sonraki güne ilişkin gerçekleştirmeyi öngördüğü ve Sistem İşletmecisine dengeleme güç piyasasının başlangıcında bildirdiği üretim ya da tüketim değerlerini,

ss) Kısıt Yönetimi: İletim sisteminde oluşan veya oluşması öngörülen kısıtların giderilmesine ilişkin yöntemleri,

şş) Kısıtsız Piyasa Takas Fiyatı (KPTF): Belli bir saat için, gün öncesi piyasasında tüm teklif bölgeleri için sunulan alış-satış tekliflerinin eşleştirilmesi sonucunda belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,

tt) Kurul: Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunu,

uu) Kurum: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunu,

üü) Milli Yük Tevzi Merkezi (MYTM): TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesinden ve sistem işletiminden sorumlu merkezi birimini ve ona bağlı çalışan Bölgesel Yük Tevzi Merkezlerini,

vv) Nihai Piyasa Takas Fiyatı (NPTF): Belli bir saat ve belli bir teklif bölgesi için, teklif bölgeleri arasındaki iletim kısıtları dikkate alınarak belirlenen saatlik elektrik enerjisi alış-satış fiyatını,

yy) Organize Toptan Elektrik Piyasası: Elektrik enerjisi, kapasitesi ya da bunların türev ürünlerinin toptan alış-satışının gerçekleştirildiği ve Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisi tarafından işletilen gün öncesi piyasası, dengeleme güç piyasası, yan hizmetler gibi elektrik piyasalarını,

zz) Otomatik Sayaç Okuma Sistemi (OSOS): Sayaç verilerinin otomatik olarak uzaktan okunabilmesi, verilerin merkezi bir sisteme aktarılması, doğrulanması, eksik verilerin doldurulması, verilerin saklanması ve ilgili taraflara istenilen formatta sunulması amacıyla, TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından kurulacak olan ve gerekli yazılım, donanım ve iletişim altyapısını kapsayan sistemi,

aaa) Otoprodüktör: Esas olarak kendi elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak üzere elektrik üretimi ile iştigal eden tüzel kişiyi,

bbb) Otoprodüktör Grubu: Esas olarak ortaklarının elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak üzere elektrik enerjisi üretimi ile iştigal eden tüzel kişiyi,

ccc) Ölçüm Sistemi: Sayaçlar, ölçü trafoları (gerilim ve akım trafoları), ilgili iletişim teçhizatı ve kablajı da içeren ölçüm teçhizatının tümünü,

ççç) Piyasa İşletmecisi: Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezini,

ddd) Piyasa Katılım Anlaşması: Gün öncesi piyasası hariç olmak üzere, piyasa katılımcısının dengeleme mekanizmasına katılımı ile Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisinin dengeleme mekanizmasının işletimine ilişkin koşul ve hükümlerin yer aldığı standart anlaşmayı,

eee) Piyasa Katılımcısı: Bu Yönetmelikte tanımlanan lisans sahibi tüzel kişileri,

fff) Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi (PMUM): Görev ve sorumlulukları Kanunda ve bu Yönetmelikte belirlenen ve gün öncesi planlama/gün öncesi piyasası ve uzlaştırmayı çalıştırmakla görevli birimi,

ggg) Piyasa Yönetim Sistemi (PYS): Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmaya ilişkin işlemlerin yürütülmesi amacıyla, Piyasa İşletmecisi, Sistem İşletmecisi, piyasa katılımcıları ve sayaçların okunmasından sorumlu iletim ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin kullanımına sunulan ve küçük istemci yapısında çalışan uygulamaları,

ğğğ) Primer Frekans Kontrol Kapasitesi: İşletme yedeğinin, türbin hız regülatörlerinin otomatik olarak kullanılarak sistem frekansını normal regülasyon aralığında tutmak için kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,

hhh) Rehinli Nakit Hesabı: Piyasa katılımcılarının teminat işlemlerinin yürütülmesi için her bir piyasa katılımcısı adına Piyasa İşletmecisi tarafından açılan ve hesabın kullanımı için piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisi tarafından yetkilendirildiği, aracı bankada açılan hesapları,

ııı) Riske Maruz Değer: Bir piyasa katılımcısının mali yükümlülüklerini yerine getirmemesi halinde azami borçlanacağı tutarı,

iii) Saatlik Alış Teklifleri: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi alışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarlarını,

jjj) Saatlik Satış Teklifleri: Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi satışına ilişkin sunmuş oldukları fiyat ve miktarlarını,

kkk) Sekonder Frekans Kontrol Kapasitesi: İşletme yedeğinin, frekans kontrolü amacı ile kullanılan primer frekans kontrol yedeğinin serbest kalması, frekansın nominal değerine geri dönebilmesi ve komşu elektrik şebekeleriyle olan toplam elektrik enerjisi alışverişinin programlanan düzeyde tutulabilmesinin sağlanması için, sekonder kontrol sistemi vasıtasıyla kullanılan ve bu işlem için yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,

lll) Serbest Tüketici: Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim sistemine doğrudan bağlı olması nedeniyle tedarikçisini seçme serbestisine sahip gerçek veya tüzel kişiyi,

mmm) Sistem: Elektrik iletim sistemi ve dağıtım sistemi dahil olmak üzere tüm kullanıcı sistemlerini,

nnn) Sistem Dengesizlik Fiyatı: Uzlaştırma dönemi bazında belirlenen piyasa katılımcılarının denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizliklerine uygulanan fiyatı,

ooo) Sistem İşletmecisi: Milli Yük Tevzi Merkezini,

ööö) Sistem Marjinal Fiyatı: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasası kapsamında, dengeleme amacıyla iletim sistemi kısıtları dikkate alınmaksızın; sistemin enerji açığını gidermek için yük aldırılan dengeleme birimlerine uygulanan, kabul edilen en yüksek saatlik yük alma teklif fiyatını veya sistemin enerji fazlasını gidermek için yük attırılan dengeleme birimlerine uygulanan, kabul edilen en düşük saatlik yük atma teklif fiyatını,

ppp) Talep Kontrolü: Üretim kapasitesinin yetersiz olması durumunda talebi düşürmek için, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen esaslar çerçevesinde TEİAŞ ve kullanıcılar tarafından uygulanan hizmetleri,

rrr) Talep Tahmini: Sistem İşletmecisi tarafından günlük olarak yayımlanan, saatlik tüketim öngörülerini,

sss) Talimat: Yük alma veya yük atma talimatlarını,

şşş) Talimat Etiket Değeri: Talimat etiketinin dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak belirlenen değerini,

ttt) Talimat Etiketi: Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi planlama ve/veya dengeleme güç piyasasında piyasa katılımcılarına yük alma ya da yük atma talimatlarının hangi amaçla verildiğinin belirlenmesi için kullanılan değişkeni,

uuu) Tedarikçi: Elektrik enerjisi ve/veya kapasite sağlayan üretim şirketleri, otoprodüktörler, otoprodüktör grupları, toptan satış şirketleri ve perakende satış lisansına sahip şirketleri,

üüü) TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketini,

vvv) Teklif Bölgesi: Sınırlarını oluşturan iletim sistemi bağlantı noktalarında büyük çaplı iletim kısıtlarının beklendiği en küçük topolojik iletim sistemi bölgesini,

yyy) Teknik Parametreler: Bir dengeleme biriminin devreye girme, devreden çıkma, yüklenme, yük düşme ve verilen talimatları yerine getirme ile ilgili performans özelliklerini içeren ve dengeleme birimi sahibi piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine bildirilen değerleri,

zzz) Teminat Oranı: Bir piyasa katılımcısının riske maruz değerinin ne kadarının teminat olarak sunulması gerektiğini gösteren oranı (%),

aaaa) Teminat Seviyesi: Bir piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine sunmuş olduğu teminat olarak kabul edilebilecek değerlerin toplam tutarını,

bbbb) Tersiyer Kontrol Yedek Kapasitesi: İşletme yedeğinin, sekonder frekans kontrol yedeği devreye alındıktan sonra, dengeleme birimlerinin 15 dakika içerisinde gerçekleştirilebildikleri çıkış gücü değişimi ile sağlanan, ihtiyaç duyulduğunda manuel olarak servise alınan ve başka bir frekans sapması tehlikesine karşı sekonder frekans kontrol yedeğinin serbest hale getirilmesini sağlamaya yeterli olacak şekilde seçilen kısmını,

cccc) Tesis: Elektrik enerjisi üretimi, tüketimi, iletimi veya dağıtımı işlevlerini yerine getirmek üzere kurulan tesis ve/veya teçhizatı,

çççç) TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketini,

dddd) Ticaret Sınırları: Teklif bölgeleri arasındaki teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için saatlik olarak izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi limitlerini,

eeee) Ticari İşlem Onayı: Piyasa İşletmecisinin, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, her bir piyasa katılımcısına yapmış olduğu ve ilgili piyasa katılımcısı için belirlenmiş olan alış-satış miktarlarını içerir bildirimleri,

ffff) Toptan Elektrik Piyasası: Elektrik enerjisi, kapasitesi ya da bunların türev ürünlerinin toptan alış-satışının gerçekleştirildiği; ikili anlaşmalar piyasası ya da Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisi tarafından organize edilen gün öncesi piyasası, dengeleme güç piyasası, yan hizmetler gibi elektrik piyasalarını,

gggg) Tüketim: Elektrik enerjisi tüketimini,

ğğğğ) Tüketim Birimi: Elektrik enerjisinin tüketildiği tesisleri,

hhhh) Uzlaştırma: Dengeleme mekanizmasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerini,

ıııı) Uzlaştırma Dönemi: Uzlaştırma işlemleri için esas alınan zaman dilimlerini,

iiii) Uzlaştırmaya Esas Elektrik Enerjisi Teslim Noktası: Çekiş ya da ihracat yapılan ve iletim sistemi kaybına maruz bir iletim sistemi bağlantı noktasını,

jjjj) Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimi: Piyasa katılımcılarının lisansları gereği gerçekleştirdikleri faaliyetler kapsamında tesis ettikleri düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar ile belli bir uzlaştırma dönemi için almayı ya da satmayı bildirdikleri aktif elektrik enerjisi miktarlarını içeren ve uzlaştırmaya esas teşkil etmesi amacıyla dengeden sorumlu tarafça Piyasa İşletmecisine yapılan bildirimleri,

kkkk) Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Birimi: Her bir piyasa katılımcısına ilişkin uzlaştırma hesaplamalarının yapılabilmesi amacıyla, piyasa katılımcıları tarafından tanımlanarak PYS aracılığıyla kaydı yapılan aktif elektrik enerjisi üreten ya da tüketen birimleri,

llll) Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Birimi Konfigürasyonu: Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının hesaplanmasında dikkate alınacak sayaç verileri, sayaçların veriş ya da çekiş açısından hangi yönde olduğu ve hangi piyasa katılımcısı adına kayıtlı olduğu bilgilerini içeren hesaplama kurallarını,

mmmm) Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Miktarı: Uzlaştırma hesaplamalarında esas alınmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaçlardan elde edilen ölçümlerin, uzlaştırmaya esas aktif elektrik enerjisi teslim noktası bazındaki değerlerini,

nnnn) Ünite: Bağımsız olarak yük alabilen ve yük atabilen her bir üretim grubunu, kombine çevrim santralleri için her bir gaz türbin ve jeneratörü ile gaz türbin ve jeneratörüne bağlı çalışacak buhar türbin ve jeneratörünün payını,

oooo) Üretim: Enerji kaynaklarının, üretim tesislerinde elektrik enerjisine dönüştürülmesini,

öööö) Üretim Faaliyeti Gösteren Tüzel Kişi: Üretim, otoprodüktör ya da otoprodüktör grubu lisansı sahibi tüzel kişileri,

pppp) Üretim Tesisi: Elektrik enerjisinin üretildiği tesisleri,

rrrr) Yan Hizmetler: Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan hizmetleri,

ssss) Yük Alma: Bir dengeleme biriminin Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini artırarak ya da tüketimini azaltarak sisteme enerji satması durumunu,

şşşş) Yük Alma Talimatı: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi ya da Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,

tttt) Yük Alma Teklif Fiyatı: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının Yük Alma için talep ettikleri birim fiyatları,

uuuu) Yük Alma Teklif Miktarı: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim artış ya da tüketim azaltma miktarlarını,

üüüü) Yük Alma Teklifi: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük almak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri,

vvvv) Yük Atma: Bir dengeleme biriminin Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlar doğrultusunda, üretimini azaltarak ya da tüketimini artırarak sistemden enerji alması durumunu,

yyyy) Yük Atma Talimatı: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmaları için ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi ya da Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan bildirimleri,

zzzz) Yük Atma Teklif Fiyatı: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının Yük Atma için talep ettikleri birim fiyatları,

aaaaa) Yük Atma Teklif Miktarı: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme biriminde yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artış miktarlarını,

bbbbb) Yük Atma Teklifi: Gün öncesi planlama ya da dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının yük atmak amacıyla teklif ettikleri, fiyat, miktar ve geçerli olduğu zaman gibi bilgileri içeren teklifleri

ifade eder.

İKİNCİ KISIM

Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırma

BİRİNCİ BÖLÜM

Dengeleme Mekanizması ve Uzlaştırmaya İlişkin Genel Esaslar

Dengeleme mekanizmasına ilişkin genel esaslar

MADDE 5 – (1) Dengeleme mekanizması, ikili anlaşmaları tamamlayıcı nitelikte olup, gün öncesi dengeleme ile gerçek zamanlı dengelemeden oluşan faaliyetleri kapsar.

(2) Gün öncesi dengeleme; sistemdeki arz ve talebin dengelenmesi ve piyasa katılımcılarının sözleşme taahhütleri ile üretim ve/veya tüketim planlarını gün öncesinde dengelemeleri amacıyla gerçekleştirilen faaliyetlerden oluşur ve gün öncesi planlama ya da gün öncesi piyasası aracılığıyla sağlanır.

(3) Gerçek zamanlı dengeleme; yan hizmetler ve dengeleme güç piyasasından oluşur. Dengeleme güç piyasası, Sistem İşletmecisine gerçek zamanlı dengeleme için en fazla 15 dakika içinde devreye girebilecek yedek kapasiteyi sağlar. Frekans kontrolü ve talep kontrolü hizmetleri, yan hizmetler aracılığıyla sağlanır.

(4) Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisi gerekli her türlü koordinasyon ve haberleşmeyi sağlayarak, elektrik enerjisi arz ve talebini dengelemek amacıyla dengeleme mekanizması faaliyetlerini ve bu faaliyetler için gereken ilgili usul ve esasları yürütür.

Denge sorumluluğunun genel esasları

MADDE 6 – (1) Piyasa katılımcıları, her bir uzlaştırma dönemi ve her bir teklif bölgesi için, bir tarafta sisteme verişleri, elektrik enerjisi alımları ve ithalatları ile diğer tarafta, sistemden çekişleri, elektrik enerjisi satışları ve ihracatları arasında denge sağlamakla yükümlüdür.

(2) Piyasa katılımcıları, uzlaştırma dönemi bazında enerji dengesizlikleri ve dengesizliklerinin uzlaştırılması için Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluk üstlenir. Bu mali sorumluluğu üstlenen piyasa katılımcısı dengeden sorumlu taraf olarak adlandırılır.

(3) Dengeden sorumlu taraflar bir araya gelmek suretiyle dengeden sorumlu grup oluşturabilirler. Dengeden sorumlu grup adına grup içinden bir dengeden sorumlu taraf, dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine ilişkin Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluğunu üstlenir.

(4) Dengeden sorumlu tarafların gün öncesi dengelemenin tamamlanması aşamasına kadar, mevcut olan tüm imkanları kullanarak denge sağlamaları esastır. Gerçek zamanda sistemin dengelenmesi Sistem İşletmecisinin sorumluluğundadır.

(5) Piyasa İşletmecisi denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerin sistematik ihlallerini belirleyebilmek ve bu sapmaları Kuruma raporlayabilmek için, tüm dengeden sorumlu taraflardan ihtiyaç duyduğu bilgileri alır.

Gün öncesi dengelemeye ilişkin genel esaslar

MADDE 7 – (1) Gün öncesi dengeleme, gerçek zamandan bir gün öncesinden öngörülen uzlaştırma dönemi bazında üretim ve tüketim dengesini sağlamak üzere aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:

a) Gün öncesi dengeleme kapsamında sunulan teklifler gün öncesi dengelemeye katılan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.

b) Gün öncesi dengelemenin uzlaştırmasında uygulanan fiyatlar, gün öncesi dengeleme kapsamında sunulan teklifler dikkate alınarak, uzlaştırma dönemi bazında, marjinal fiyatlandırma ya da nihai piyasa takas fiyatı belirleme prensibine dayalı olarak belirlenir.

c) Gün öncesi dengelemeye ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.

(2) Gün öncesi dengeleme, gün öncesi planlama ya da gün öncesi piyasası aracılığıyla yürütülür.

(3) Gün öncesi piyasası:

a) Piyasa katılımcılarına üretim ve/veya tüketim ihtiyaçları ile sözleşmeye bağlanmış yükümlülüklerini gün öncesinde dengeleme olanağını sağlama,

b) Elektrik enerjisi referans fiyatını belirleme,

c) Sistem İşletmecisine gün öncesinden dengelenmiş bir sistem sağlama,

ç) Sistem İşletmecisine gün öncesinden kısıt yönetimi yapabilme imkanı sağlama,

d) Piyasa katılımcılarına, ikili anlaşmalarına ek olarak bir sonraki gün için enerji alış-satışı yapma fırsatı yaratma

amaçlarına uygun olarak düzenlenir. Gün öncesi piyasası Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir.

(4) Gün öncesi planlama bu Yönetmelikte belirtilen gün öncesi planlamaya ilişkin hükümler doğrultusunda Piyasa İşletmecisi tarafından işletilir.

Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin genel esaslar

MADDE 8 – (1) Gerçek zamanlı dengeleme, aktif elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, Sistem İşletmecisi tarafından yürütülen ve Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanan faaliyetlerden meydana gelir.

(2) Gerçek zamanlı dengeleme aracı olarak primer frekans kontrol yedek kapasitesi, sekonder frekans kontrol yedek kapasitesi, tersiyer kontrol yedek kapasitesi ve talep kontrolü kullanılır. Primer ve sekonder kontrol rezerv kapasitelerinin ve talep kontrolünün kullanım usul ve esasları Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde tanımlanmıştır.

(3) Gerçek zamanlı dengeleme kapsamında kullanılan tersiyer kontrol yedek kapasitesi dengeleme güç piyasası vasıtasıyla temin edilir. Dengeleme güç piyasası Sistem İşletmecisi tarafından işletilir.

(4) Gerçek zamanlı dengeleme, elektrik enerjisinin tüketicilere yeterli, kaliteli, sürekli ve düşük maliyetli olarak sunulmasını sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür:

a) Gerçek zamanlı dengeleme, arz ve talebin gerçek zamanlı olarak işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde; 10/11/2004 tarihli ve 25639 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliğinde yer alan arz kalitesi ve işletme koşulları kriterleri doğrultusunda dengelenmesi esasına dayalı olarak yürütülür.

b) Gerçek zamanlı dengeleme için, dengeleme güç piyasasına sunulan teklifler, teklife ilişkin bilgiler ve tekliflerin dengeleme için uygunluğu dikkate alınarak dengeleme güç piyasasında yer alan piyasa katılımcıları arasında ayrım gözetilmeksizin değerlendirilir.

c) Gerçek zamanlı dengeleme faaliyetleri, sistem güvenliğini dikkate alarak, Sistem İşletmecisi için dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde gerçekleştirilir.

ç) Gerçek zamanlı dengelemeye ilişkin faaliyetler şeffaflık ve sorumluluk ilkelerine uygun şekilde yürütülür.

Uzlaştırmaya ilişkin genel esaslar

MADDE 9 – (1) Uzlaştırma, gün öncesi planlama, gün öncesi piyasası ve dengeleme güç piyasasından ve/veya enerji dengesizliğinden doğan alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması işlemlerinin hızlı, güvenilir ve şeffaf bir şekilde gerçekleşmesini sağlayacak şekilde aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde Piyasa İşletmecisi tarafından yürütülür:

a) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarının dengeleme mekanizmasına katılımlarına ve dengeden sorumlu tarafların enerji dengesizliklerine bağlı olarak sattıkları ve satın aldıkları elektrik enerjisinin toptan elektrik piyasası adına uzlaştırma ve faturalama işlemlerini yürütür. Piyasa İşletmecisinin, toptan elektrik piyasası adına yaptığı bu işlemlerden kar veya zarar etmemesi esastır.

b) Dengeleme mekanizması kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarının uzlaştırılmasında uzlaştırma dönemi bazındaki fiyatlar esas alınır. Bu fiyatlar dengeleme mekanizması kapsamında dengeleme amaçlı gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışlarına ilişkin teklif fiyatları ve marjinal fiyatlandırma prensibi dikkate alınarak belirlenir. Dengeleme mekanizması kapsamında gerçekleştirilen elektrik enerjisi alış-satışları taraflar arasında bağlayıcı nitelik taşır.

c) Dengeden sorumlu tarafların denge sorumluluklarından kaynaklanan enerji dengesizlikleri, uzlaştırma dönemi bazında belirlenecek sistem dengesizlik fiyatı üzerinden uzlaştırılır. Bir uzlaştırma dönemi için geçerli sistem dengesizlik fiyatı, söz konusu uzlaştırma dönemi için dengeleme güç piyasasında belirlenmiş olan saatlik sistem marjinal fiyatına eşit olarak belirlenen tek bir fiyattır.

ç) Bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında sadece söz konusu uzlaştırma dönemine ait değerler dikkate alınır ve bir uzlaştırma dönemine ait değerler, başka bir uzlaştırma dönemine aktarılamaz.

d) Uzlaştırma hesaplamalarının dengeleme mekanizmasında yer alan her bir faaliyet ve enerji dengesizliği için ayrı ayrı gerçekleştirilmesi esastır.

İKİNCİ BÖLÜM

Taraflar, Tarafların Görevleri, Yetkileri ve Sorumlulukları

Piyasa katılımcıları

MADDE 10 – (1) Piyasa katılımcıları;

a) Üretim lisansı sahibi,

b) Otoprodüktör lisansı sahibi,

c) Otoprodüktör grubu lisansı sahibi,

ç) Toptan satış lisansı sahibi,

d) Perakende satış lisansı sahibi

tüzel kişilerinden oluşur. Piyasa katılımcılarından elektrik enerjisi alan serbest tüketicilerin çekiş birimlerinin kayıtları piyasa katılımcıları adına yapılır.

(2) Piyasa katılımcılarının bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde gerçekleştirdikleri faaliyetlerini piyasa ve/veya sistem işletimine zarar vermeyecek şekilde gerçekleştirmeleri esastır.

Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları

MADDE 11 – (1) Piyasa İşletmecisi PMUM’dur. Piyasa İşletmecisi; gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerini eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür.

(2) Piyasa İşletmecisi, gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının işletimine ilişkin aşağıdaki faaliyetleri yürütür:

a) Gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının bu Yönetmelik ve ilgili mevzuat hükümlerine uygun olarak işletilmesi,

b) Kendi faaliyetleri kapsamındaki organize toptan elektrik piyasalarının kurulması ve işletimine ilişkin her türlü mevzuatın hazırlanması ve Kurul’a sunulması,

c) Gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının işletimine ilişkin her türlü iç mevzuatın hazırlanması ve yayımlanması,

ç) Gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının işletimine ilişkin hususlarda uygulamaya yönelik kararların alınması, yetkili mercilere öneri ve/veya tekliflerde bulunulması, mevzuatla kendisine bırakılmış diğer görevlerin yerine getirilmesi,

d) Gün öncesi planlama/gün öncesi piyasası işlemlerinde çıkabilecek uyuşmazlıkların incelenerek sonuçlandırılması,

e) Organize toptan elektrik piyasalarının etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,

f) İlgili mevzuatın, organize toptan elektrik piyasalarının etkin işleyişinin sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi.

(3) Piyasa İşletmecisi uzlaştırma yönetimine ilişkin olarak uzlaştırma işlemlerinin gerçekleştirilerek dengeleme mekanizması ve enerji dengesizlikleri için tahakkuk ettirilecek alacak ve borç miktarlarının hesaplanması ve ilgili alacak-borç bildirimlerinin hazırlanması faaliyetlerini yürütür.

(4) Piyasa İşletmecisi veri yayımlama ve raporlamaya ilişkin olarak aşağıdaki faaliyetleri yürütür:

a) İşlettiği organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,

b) İşlettiği organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin olarak gereken bilgilerin Sistem İşletmecisine iletilmesi,

c) İşlettiği organize toptan elektrik piyasalarına ilişkin bilgilerin ve piyasa fiyatlarının düzenli olarak duyurulması,

ç) İşlettiği organize toptan elektrik piyasalarında gerçekleşen işlemlere ilişkin olarak istatistikler düzenlenerek yayımlanması.

(5) Piyasa İşletmecisinin, bu maddenin ikinci, üçüncü ve dördüncü fıkralarında belirtilen gün öncesi planlama/gün öncesi piyasasının işletimi, uzlaştırma yönetimi ve veri yayımlama faaliyetlerine ek olarak ilgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerini yerine getirmesi esastır.

Sistem İşletmecisinin sorumlulukları

MADDE 12 – (1) Sistem İşletmecisi MYTM’dir. Sistem İşletmecisi aşağıda tanımlanan faaliyetleri eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde yürütür:

a) Gün öncesinde talep tahminlerinin yapılması,

b) Sistemde anlık dengenin, yeterli arz kalitesini sağlayacak şekilde sağlanması, yan hizmet alımı ve dengeleme mekanizması yoluyla gerekli yedeklerin tutulması,

c) Gerçek zamanlı dengelemenin, bu Yönetmelik ve Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde yürütülmesi,

ç) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari sınırın gerektiğinde güncellenmesi ve piyasa katılımcılarına duyurulması,

d) Sistemin etkin gelişimi ve kullanımını destekleyecek çözümlerin geliştirilmesi için önerilerde bulunulması,

e) İlgili mevzuatın, yeterli arz kalitesinin ve sistemin etkin kullanımının sağlanması çerçevesinde izlenmesi ve gerekli önerilerin geliştirilmesi,

f) Teklif bölgelerinin ve ticaret sınırlarının belirlenmesi,

g) Elektrik piyasası ve arz kalitesine ilişkin önem taşıyan bilgilerin hazırlanması ve ilgili taraflara iletilmesi,

ğ) Uzlaştırma için gerekli bilgilerin Piyasa İşletmecisine zamanında bildirilmesi,

h) Sistem işletimine ilişkin olarak Kurum tarafından talep edilecek raporların hazırlanması ve yayımlanması,

ı) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.

İletim kapasitesi yönetimi

MADDE 13 – (1) Sistem İşletmecisi, mevcut iletim kapasitesinin iletim sistemi kısıtları ve sistem işletim güvenliği kriterleri dahilinde maksimum enerji iletimini sağlayacak şekilde kullanıma sunulmasından sorumludur. Ulusal iletim kapasitelerinin optimum kullanımını sağlamak için Sistem İşletmecisi ve Piyasa İşletmecisi işbirliği yapar.

İletim sisteminde kısıt yönetimi ve ticaret sınırları

MADDE 14 – (1) Sistem İşletmecisi, iletim şebekesindeki gerçek zamanlı kısıtları dengeleme güç piyasasına ilişkin hükümler doğrultusunda etiket değeri 1 olan talimatlar vasıtasıyla giderir.

(2) Sistem İşletmecisi, iletim kısıtlarının gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetilmesine ihtiyaç duyulduğunda, ticaret sınırları olarak adlandırılan, teklif bölgeleri arasında teknik, güvenlik gibi nedenlerle kullanıma kapatılmış olan iletim kapasitesi dışında kalan, elektrik ticareti için uzlaştırma dönemi bazında izin verilebilir maksimum iletim kapasitesi sınırlarını belirler. Ticaret sınırları içerisindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, belirlenen ticaret sınırlarını, bu Yönetmeliğin 51 inci maddesinde yer alan hükümler doğrultusunda Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına bildirir.

(3) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından belirlenerek Kuruma teklif edilir. Usul ve esaslara ilişkin tebliğ Kurul kararı ile yayımlanarak yürürlüğe girer.

Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin sorumlulukları

MADDE 15 – (1) Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, dengeleme ve uzlaştırma faaliyetlerine ilişkin olarak aşağıda tanımlanan görevleri yerine getirir:

a) Dağıtım sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının sayaçlarının, dağıtım sistemine bağlı olan ve ikili anlaşma yapmak yoluyla bölgesindeki perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketinin dışında bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketicilerin sayaçlarının ve iki dağıtım bölgesi arasındaki elektrik enerjisi akışlarını ölçen sayaçların, kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması,

b) Bu maddenin (a) bendinde belirtilen sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların okunması, bölgesinde bulunan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,

c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,

ç) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,

d) (a) bendinde sayılan sayaçlardan uzlaştırma dönemi bazında ölçüm değeri alınmasının mümkün olmaması durumunda, bu sayaçlardan elde edilecek ölçüm değerlerine uygulanacak profillere ilişkin görevlerin yerine getirilmesi,

e) Bu madde kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,

f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.

TEİAŞ’ın diğer sorumlulukları

MADDE 16 – (1) TEİAŞ organize toptan elektrik piyasalarının işletimine ve sistem işletim faaliyetlerine ilişkin sorumluluklarına ek olarak, dengeleme ve uzlaştırmaya ilişkin, aşağıda belirtilen diğer faaliyetleri yürütür:

a) İletim sistemine bağlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi ve dengeleme birimi olan piyasa katılımcılarının ve iletim sistemine bağlı olan serbest tüketicilerin sayaçlarının, piyasa katılımcılarının kayıt işlemlerine ilişkin hükümler doğrultusunda kayıt altına alınması;

b) Sayaçlara yönelik test, kontrol ve denetim çalışmaları yapmak suretiyle uzlaştırmaya esas ölçüm verilerinin doğruluğunun sağlanması, sayaçların OSOS vasıtasıyla okunması, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler hariç olmak üzere diğer piyasa katılımcılarına ait iletim sisteminde yer alan sayaçların ve iletim sistemine bağlı serbest tüketicilere ait sayaçların OSOS ile iletişim sağlamasını temin etmek üzere gerekli iletişim altyapısının ve aktif ve pasif cihazların tesis edilmesi ve işletilmesi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarının belirlenmesi, ilgili tek hat şemalarının onaylanması, ölçüm verilerinin saklanması, zamanında ve Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,

c) Uzlaştırmaya esas ölçüm verilerine yapılan itirazlara ilişkin, piyasa katılımcıları ile 82 nci maddede belirtildiği şekilde mutabakat sağlanması,

ç) Piyasa İşletmecisi tarafından işletilen organize toptan elektrik piyasalarının alacak ve borç yönetimi işlemlerinin yürütülmesi,

d) (a) ve (b) bendinde sayılan işlemlerin gerçekleştirilmesinde kullanılacak olan uzaktan otomatik veri toplama, saklama ve işleme sistemlerinin (OSOS) kurulumu, işletimi ve bakımı,

e) Bu Yönetmelik kapsamındaki iş süreçlerine ilişkin usul ve esas ve iç mevzuatın hazırlanması ve uygulanması,

f) İlgili mevzuatın diğer hükümleri çerçevesindeki görevlerin yerine getirilmesi.

ÜÇÜNCÜ KISIM

Piyasa Katılımcılarının Kayıt İşlemlerine İlişkin Hükümler

BİRİNCİ BÖLÜM

Piyasa Katılımcılarının Kayıt Zorunluluğu ve Kayıt Kuralları

Piyasa katılımcılarının kayıt zorunluluğu

MADDE 17 – (1) Piyasa katılımcılarının, bu Yönetmelik kapsamında belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmaları zorunludur.

(2) Piyasa katılımcılarının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlamamaları halinde, aşağıdaki işlemler uygulanır:

a) Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmış bir üretim tesisine ilişkin kayıt işlemlerinin tamamlanmamış olması halinde, söz konusu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz. İletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarına ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi tarafından herhangi bir tahakkuk ve ödeme yapılmaz. Bu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir.

b) Sisteme bağlantısı gerçekleştirilerek tesis geçici kabulü yapılmış ancak Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmamış bir üretim tesisinin, iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisini, perakende satış lisans sahibi tüzel kişiden, sınırları içinde bulunduğu dağıtım bölgesinde faaliyet gösteren perakende satış lisans sahibi dağıtım şirketinden ya da ilgili üretim tesisine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin Piyasa İşletmecisine kaydettirilmesi suretiyle tedarik etmesi esastır. Aksi durumda, bu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sisteminden çektiği elektrik enerjisi miktarı, usulsüz elektrik enerjisi tüketimine ilişkin ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde değerlendirilir. Söz konusu üretim tesisinin iletim veya dağıtım sistemine verdiği elektrik enerjisi uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz.

c) İletim sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, durum tespit edildiğinde ilgili tüketim birimi, sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren perakende satış lisans sahibi dağıtım şirketinin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonuna dahil edilir ve usulsüz kullanılan enerji, geçmişe dönük düzeltme kalemi kapsamında değerlendirilir. Söz konusu elektrik enerjisi çekişine ilişkin, ilgili tüketim biriminin sınırları içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren perakende satış lisans sahibi dağıtım şirketi tarafından 25/9/2002 tarihli ve 24887 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde gerekli işlemler yapılır.

ç) Dağıtım sisteminden elektrik enerjisi çeken bir tüketim biriminin, kayıt işlemlerini tamamlamış bir piyasa katılımcısı adına kayıtlı olmaması halinde, söz konusu elektrik enerjisi çekişi, ilgili perakende satış lisans sahibi dağıtım şirketinin hesabına yansır. Söz konusu tüketim birimi ile ilgili perakende satış lisans sahibi dağıtım şirketi arasında elektrik enerjisi satışına ilişkin bir anlaşma bulunmaması halinde, söz konusu elektrik enerjisi çekişi, Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde işlem görür.

Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına kayıtları

MADDE 18 – (1) Piyasa katılımcısı olan tüm lisans sahibi tüzel kişiler gün öncesi piyasasına katılabilirler. Bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılabilmesi için Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunarak kayıt işlemlerini tamamlaması esastır.

Piyasa katılımcılarının gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına kayıtları

MADDE 19 – (1) Kendi adına kayıtlı, dengeleme birimi olma koşullarını sağlayan en az bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi olan piyasa katılımcılarının gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına katılımları zorunludur. Gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına katılmak zorunda olan piyasa katılımcılarının Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunarak, dengeleme birimlerine ilişkin kayıt işlemlerini tamamlaması esastır. Piyasa katılımcılarının, dengeleme birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamaları durumunda gün öncesi planlama ve dengeleme güç piyasasına katılımları ile ilgili süreç tamamlanmış olur.

Dengeden sorumlu taraflara ilişkin kayıt kuralları

MADDE 20 – (1) Her bir piyasa katılımcısı, bir dengeden sorumlu gruba katılmadığı sürece dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir.

(2) Kayıtlı bir piyasa katılımcısı ya da ilk kez kayıt yaptıran bir piyasa katılımcısı, bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilir. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvurunun ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılması esastır.

(3) Dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf, denge sorumluluğuna ilişkin hak ve yükümlülüklerini devir veya temlik edemez.

Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri ve kayıt kuralları

MADDE 21 – (1) Piyasa katılımcıları, sisteme verdikleri ve sistemden çektikleri elektrik enerjisinden sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini belirlemek ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.

(2) Aşağıdakilerden her biri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimidir:

a) Lisanslı tüm üretim tesisleri,

b) Dengeleme birimi olma yükümlülüğünü taşıyan tüketim tesisleri,

c) İkili anlaşma yapmak yoluyla bölgesinde bulunduğu perakende satış lisans sahibi dağıtım şirketinin dışında bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan ya da iletim seviyesinden bağlı olan bir serbest tüketicinin tüketim birimi,

ç) Otoprodüktörlere ait tüketim birimi ve otoprodüktör grubu ortağı tüketicilere ait bir tüketim birimi,

d) Bir dağıtım bölgesi ya da dağıtım bölgesinin bir bölümü,

e) Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası.

(3) Belirlenen her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi, sadece bir piyasa katılımcısının uzlaştırma hesabına kayıt edilir. Ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktası şeklindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, bu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri üzerinden birden fazla piyasa katılımcısının enerji alış verişi gerçekleştirmesi durumunda TEİAŞ adına kayıt edilir. TEİAŞ adına kayıt edilen bu tür veriş-çekiş birimlerine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarının tamamı, ilgili piyasa katılımcılarının uzlaştırma hesaplarına dağıtılır.

Dengeleme birimleri ve kayıt kuralları

MADDE 22 – (1) Dengeleme mekanizmasına katılacak piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini tanımlamak ve kendi adlarına kayıt ettirmekle yükümlüdür.

(2) Bağımsız olarak yük alabilen, yük atabilen ve ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda tesis edilmiş sayaçlar vasıtasıyla uzlaştırma dönemi bazında bağımsız olarak ölçülebilen üretim ya da tüketim tesislerinden ya da ünitelerden aşağıdakilerden her biri bir dengeleme birimidir:

a) Lisanslı üretim tesisleri veya bu üretim tesislerine ait üniteler,

b) Tüketimi Sistem İşletmecisi tarafından verilecek talimatlarla değiştirilebilecek ya da devreden çıkarılabilecek nitelikteki, adına kayıtlı bulunduğu piyasa katılımcısı tarafından talep edilen ve katılımı Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunan tüketim tesisleri.

(3) Kombine çevrim santrallerinin aynı blokta yer alan türbinleri hariç olmak üzere, aynı üretim tesisi içinde yer alan ve sisteme farklı gerilim seviyelerinden bağlı olan üniteler aynı dengeleme birimi altında yer alamazlar.

(4) Aşağıdaki üretim tesisleri dengeleme birimi olma yükümlülüğünden muaf olup, ilgili piyasa katılımcısı tarafından talep edilmesi ve Sistem İşletmecisi tarafından uygun bulunması halinde dengeleme birimi olabilirler;

a) Kanal veya nehir tipi hidroelektrik üretim tesisleri,

b) Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri,

c) Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri,

ç) Dalga enerjisine dayalı üretim tesisleri,

d) Gel-git enerjisine dayalı üretim tesisleri,

e) Kojenerasyon tesisleri,

f) Jeotermal üretim tesisleri.

(5) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas bir veriş-çekiş birimidir ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıt kuralları dengeleme birimi için de geçerlidir.

(6) Üretim tesislerinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmeleri için, aynı baraya bağlı üretim ve tüketim tesislerinin ayrı ayrı ölçülebilmesini sağlayan sayaçların tesis edilmesi esastır.

(7) Sistem İşletmecisi tarafından, ünite bazında dengeleme birimi olarak kaydedilmesi gerekli bulunan ünitelerin sayaçlarının ünite bazında ölçüm yapılabilmesini sağlayacak şekilde tesis edilmesi esastır. Gerekli olması durumunda, sayaç yeri değişikliği, dengeleme birimi kayıt değişiklik ihtiyacının Sistem İşletmecisi tarafından belirlenip Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına bildirilmesinden itibaren 3 ay içerisinde tamamlanır.

(8) Dengeleme birimi olma talebi uygun bulunan bir tüketim tesisinin dengeleme birimi olarak kaydedilebilmesi için Sistem İşletmecisi tarafından talep edilmesi halinde gerekli izleme ve veri iletişim sistemlerinin Sistem İşletmecisinin koordinasyonunda kurulması ilgili piyasa katılımcısının sorumluluğundadır.

Sayaçlara ilişkin kayıt kuralları

MADDE 23 – (1) Piyasa katılımcılarının kayıt edilmesi sürecinde, uzlaştırmaya esas her bir veriş-çekiş birimine ilişkin veriş-çekiş miktarının ölçülmesini veya hesaplanmasını sağlayacak sayaçlar kayıt altına alınır. Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin aşağıda belirtilen elektrik enerjisi akışlarının ölçülmesini sağlayacak sayaçların kayıt altına alınması esastır:

a) İletim sistemine verilen ya da iletim sisteminden çekilen elektrik enerjisi,

b) İkili anlaşma yapmak yoluyla bölgesinde bulunduğu perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketinin dışında bir tedarikçiden elektrik enerjisi alımı yapan serbest tüketici tarafından dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,

c) Üretim, otoprodüktör ve otoprodüktör grubu lisansına sahip piyasa katılımcılarının tüketim birimleri ile otoprodüktör grubu ortağı tüketim birimleri tarafından dağıtım sisteminden çekilen elektrik enerjisi,

ç) Üretim, otoprodüktör ve otoprodüktör grubu lisansına sahip üretim birimleri tarafından dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi,

d) İki dağıtım sistemi arasındaki alış-verişe esas elektrik enerjisi,

e) Dengeleme birimlerinin sisteme bağlantı noktalarındaki elektrik enerjisi.

İKİNCİ BÖLÜM

Kayıt Süreci

Kayıt işlemlerinin kapsamı

MADDE 24 – (1) Kayıt süreci kapsamında;

a) Piyasa katılımcılarının tüzel kişiliklerine,

b) Piyasa katılımcılarının kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmek istedikleri uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine,

c) Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba dahil olmalarına,

ç) Kayıt altına alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlara,

d) Piyasa katılımcılarının dengeleme güç piyasasına katılımlarına ve kendi uzlaştırma hesaplarına kayıt ettirmekle yükümlü oldukları dengeleme birimlerine,

e) Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına katılımlarına

ilişkin kayıt işlemleri gerçekleştirilir.

Piyasa katılım anlaşması ve gün öncesi piyasası katılım anlaşması

MADDE 25 – (1) Katılımcının kayıt dosyasında yer alan tüm bilgi ve belgelerin doğruluğunu teyit ettiğini, dengeleme ve uzlaştırma yönetmeliği kapsamındaki yükümlülüklerini kabul ve taahhüt ettiğini bildiren ve denge sorumluluğuna ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini içeren maddelerden oluşan Piyasa Katılım Anlaşması ve gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına katılımlarına ilişkin yükümlülüklerini içeren maddelerden oluşan Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşması Piyasa İşletmecisi tarafından hazırlanarak Kurum onayına sunulur.

(2) Tüm piyasa katılımcıları, Kurum tarafından onaylanmış tip Piyasa Katılım Anlaşmasını, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ayrıca Kurum tarafından onaylanmış tip Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalayarak Piyasa İşletmecisine sunar.

Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt başvurusu

MADDE 26 – (1) Üretim, otoprodüktör ve otoprodüktör grubu lisansı alan piyasa katılımcıları üretim tesislerinin tesis geçici kabulleri yapılarak tesislerinin enerjilendirilmesinden önceki 15 iş günü içerisinde tüzel kişilik kayıtlarını tamamlayacak şekilde, Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.

(2) Perakende ve toptan satış şirketi lisansı alan piyasa katılımcıları lisans yürürlük tarihlerini takip eden 15 iş günü içerisinde Piyasa İşletmecisine tüzel kişilik kayıt başvurusunda bulunur.

(3) Piyasa katılımcıları; tüzel kişiliklerine ait bilgileri onaylanmak üzere Piyasa Yönetim Sistemine (PYS) girdikten sonra;

a) Piyasa Katılım Anlaşması,

b) Lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış suretini,

c) Tüzel kişilik kayıt formunu,

ç) Belgelerde imzası bulunan kişilerin yetki belgeleri ve imza sirkülerlerinin aslı ya da noter onaylı suretini,

d) Ticaret sicil gazetesi fotokopisini

bir ön yazı ile Piyasa İşletmecisine elden teslim ederek tüzel kişilik kaydı başvurusunda bulunur.

(4) Piyasa katılımcılarının, onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerini PYS’ye girmeleri zorunludur. PYS’de onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgileri bulunmayan piyasa katılımcılarının kayıt müracaatları işleme konmaz ve bu durum ilgili piyasa katılımcısına yazılı olarak bildirilir. Kayıt süreci, piyasa katılımcılarının PYS’ye onaylanmak üzere tüzel kişilik bilgilerinin girilmesini müteakip başlar.

Piyasa katılımcılarının tüzel kişilik başvurularının inceleme ve değerlendirilmesi

MADDE 27 – (1) Piyasa İşletmecisi, başvuru dosyası içerisindeki bilgi ve belgelere ilişkin inceleme ve değerlendirme ile söz konusu bilgi ve belgelerin PYS’ye girilmiş bilgilerle uygunluğuna ilişkin incelemeleri başvuru tarihini izleyen 10 iş günü içerisinde tamamlar.

(2) İnceleme ve değerlendirme neticesinde tespit edilen eksiklikler ve söz konusu eksikliklerin giderilmemesi halinde tüzel kişilik kaydı işleminin yapılamayacağı hususu başvuru yapan piyasa katılımcısına bildirilerek, eksiklerin giderilmesi için 10 iş günü süre verilir.

(3) Başvuru dosyaları uygun bulunan veya tespit edilen eksikliklerini 10 iş günü içerisinde tamamlayan piyasa katılımcısının başvurusunun kabul edildiği ilgili piyasa katılımcısına bildirilir ve PYS üzerinden yaptığı kayıt başvurusu da onaylanır. Tüzel kişilik kayıt başvurusu kabul edilen piyasa katılımcısına Piyasa İşletmecisi tarafından ETSO tarafından belirlenen standartlara uygun EIC kodu verilir.

(4) Eksiklerini zamanında tamamlamayan piyasa katılımcılarının tüzel kişilik kayıt işlemi yapılmaz ve PYS üzerinden yaptıkları kayıt başvurusu da onaylanmaz. Başvuru dosyası piyasa katılımcısına elden iade edilerek durum Kuruma bildirilir.

(5) Başvuru dosyasının inceleme ve değerlendirmesi sırasında ihtiyaç duyulan her türlü ek bilgi ve belge lisans sahibi tüzel kişilerden istenebilir ve tüzel kişiyi temsile yetkili şahıslar doğrudan görüşme yapmak üzere çağrılabilir.

(6) Piyasa katılımcıları, ancak tüzel kişilik kayıt işlemlerinin tamamlanmasından sonra, kayıt sürecinin diğer aşamalarına geçebilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış olan bir toptan satış lisansı sahibi tüzel kişi niteliğindeki piyasa katılımcısı, dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilir. Piyasa Katılım Anlaşmasını imzalamış ve tüzel kişilik kayıt sürecini tamamlamış diğer tüm piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu taraf olarak kaydedilebilmeleri için sorumlu oldukları tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtları tamamlamış olmaları esastır.

Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt işlemi

MADDE 28 – (1) Piyasa katılımcıları, sorumlu oldukları uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirirken

a) Kayıt edilecek uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait ölçüm ve bağlantı noktalarını gösteren ve ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ya da TEİAŞ tarafından onaylı tek hat şeması,

b) Bağlantı anlaşmasının birer kopyası,

c) Tüzel kişilik kaydı sırasında teslim edilmiş olanlar hariç olmak üzere, üretim tesislerine ait lisanslarının temsil ve ilzama yetkili kişi veya kişilerce şirket kaşesi üzerine imzalanmış sureti,

ç) Üretim tesislerine ait geçici kabul tutanağı,

d) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kayıt formu,

e) Piyasa katılımcısının bir serbest tüketiciye ait çekiş birimlerine elektrik enerjisi tedarik etmesi halinde,

1) söz konusu serbest tüketicinin, serbest tüketici niteliği taşıdığını gösterir belge ile bir önceki tedarikçisine karşı yükümlülüklerini yerine getirmiş olduğunu gösterir belgeler,

2) serbest tüketicilere satışlar için enerji alım-satım bildirim formu

f) Piyasa katılımcısının kendisine ait olmayan bir tüketim birimini dengeleme birimi olarak kayıt ettirecek olması durumunda, ilgili tüketim birimine sahip tüzel kişinin, tüketim tesisini ilgili piyasa katılımcısı adına kayıt ettirmesi konusunda onay verdiğini bildirir belge

Piyasa İşletmecisine elden teslim edilir.

(2) Bir piyasa katılımcısının yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için kayıt başvurusu yaptığı sırada bir dengeden sorumlu gruba dahil olması durumunda, kayıt başvurusu ilgili piyasa katılımcısı ile dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılır.

(3) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımlanır ve kayıt altına alınır. Ölçüm sistemlerine ilişkin kayıp katsayıları, ölçüm sistemlerinin kayıt edilmesi aşamasında belirlenir.

(4) Kayda alınan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine Piyasa İşletmecisi tarafından ETSO standartlarında uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kodu verilir.

(5) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kaydının tamamlanabilmesi için;

a) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kaydının tamamlanmış olması,

b) Piyasa katılımcısının ya da piyasa katılımcısının uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydını gerçekleştirdiği sırada bir dengeden sorumlu gruba dahil olması durumunda, dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafın, Piyasa İşletmecisine vermiş olduğu teminatların toplam miktarının, kaydı yapılmakta olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi dahil olmak üzere piyasa katılımcısına ilişkin toplam riske maruz değeri karşılayacak seviyede olması

gereklidir.

(6) Bir piyasa katılımcısının yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı yapması ile bir dengeden sorumlu gruba dahil olma süreçlerini eş zamanlı olarak gerçekleştirmesi durumunda geçerli olmak üzere, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının tamamlanması için piyasa katılımcısının bu maddenin beşinci fıkrasının (b) bendinde belirtilen şartı sağlaması aranmaz. Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının tamamlanması için gereken teminatın ilgili dengeden sorumlu tarafça karşılanması gerekir.

(7) Sisteme ilk kez enerji verecek bir üretim tesisinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılmasından sonra dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması, söz konusu üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Bakanlık geçici kabul heyeti ve ilgili TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkililerinin hazır bulunacağı geçici kabul işlemleri esnasında tutulan sayaç tespit tutanağına müteakip gerçekleşir. Bakanlık tarafından geçici kabulü yapılmış bir üretim tesisinin veya üretim tesisinin ünite veya ünitelerinin Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı yaptırmak üzere başvurmamış olması durumunda söz konusu üretim tesisinin dengeleme mekanizması ve uzlaştırma uygulamalarına katılması; Piyasa İşletmecisine uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydının yapılması ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kayıt altına alınmasından sonra gerçekleşir.

Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruba katılmaları

MADDE 29 – (1) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere başvurabilmesi için;

a) Tüzel kişilik kaydını tamamlamış olması,

b) Başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olması

esastır.

(2) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılmak üzere Piyasa İşletmecisine yapacağı başvuru, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafça ortaklaşa yapılır. Piyasa katılımcısının dengeden sorumlu gruba katılması sürecinin tamamlanması için, dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu tarafın Piyasa İşletmecisine vermiş olduğu teminatların toplam miktarının, dengeden sorumlu gruba dahil olan piyasa katılımcısı adına kayıtlı uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri dahil olmak üzere dengeden sorumlu tarafa ilişkin toplam riske maruz değeri karşılayacak seviyede olması gerekmektedir. Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılımının işlerlik kazanması, gruba katılım ile ilgili işlemlerin tamamlandığı fatura dönemini takip eden ilk fatura dönemi itibariyle başlar.

Sayaçların kayıt işlemi

MADDE 30 – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin kayıt edilmesi sırasında, söz konusu birime ilişkin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçlar kayıt altına alınır.

(2) İlgili mevzuata uygun olmayan sayaçların kayıt işlemi yapılmaz.

(3) İlgili mevzuat çerçevesinde, uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapabilen sayaç takma zorunluluğu bulunan üretim ya da tüketim tesislerine ait söz konusu sayaçlar OSOS sistemi içerisinde yer alır. Sayaçların OSOS ile iletişim kurması için gerekli teçhizatın temini ve işletim masraflarının karşılanması, iletim sistemine bağlı üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonlarında yer alan sayaçlar için ilgili üretim faaliyeti gösteren tüzel kişinin, iletim sisteminde yer alan diğer tüm sayaçlar için TEİAŞ’ın, dağıtım sisteminde yer alan tüm sayaçlar için ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişinin sorumluluğundadır. Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilerin, kaydı yapılacak sayaçların OSOS ile iletişim kurması için gerekli teçhizatı, OSOS ile iletişimi sağlayacak şekilde, TEİAŞ tarafından belirlenen teknik özelliklere uygun olarak temin etmeleri esastır.

(4) Piyasa İşletmecisi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde yer alan sayaçların kayıt başvuru tarihini izleyen 10 iş günü içerisinde, sayaçların karşılıklı kayıt altına alınmasına ve OSOS ile iletişim kurulmasına ilişkin gerekli işlemlerin yapılması için piyasa katılımcısına ve TEİAŞ’ın ilgili diğer birimleri ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye yazılı bildirimde bulunur. İletim sistemine bağlı üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi bulunan üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilerin kayıt başvurusunda bulunduğu tarih itibariyle sayaçlarının OSOS ile iletişim kurabilmesi için gerekli teçhizatın montajını gerçekleştirmiş olmaları ve iletişimi sağlayacak altyapı hizmetinin sağlanması için gerekli abonelik işlemlerini tamamlamış olmaları esastır.

(5) Yazılı bildirimde yer alan tarihe kadar piyasa katılımcısının yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından sayaçların kayıt altına alınması için gerekli ölçüm sistemlerinin testleri gerçekleştirilir ve ilk endeks tespit protokolleri düzenlenir.

(6) OSOS ile iletişim kurulması için, TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi koordinasyonu ile gerekli test işlemleri yapılır. Yazılı bildirimde yer alan tarihe kadar, TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından OSOS ile iletişimin başarılı bir şekilde gerçekleştiğinin onaylanması ile birlikte OSOS ile iletişim kurulmasına ilişkin çalışmalar tamamlanmış olur.

(7) Mevcut tesislerdeki sayaçların damga süreleri kontrol edilir; TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilileri tarafından gerekli bulunması halinde, damga yenileme süreleri dolmamış sayaçlar da teste tabi tutulur.

(8) Düzenlenen test tutanağı ve ilk endeks tespit protokolü piyasa katılımcısı yetkilisi ve TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi yetkilisi tarafından imza altına alınarak, Piyasa İşletmecisine 5 iş günü içerisinde teslim edilir. Taraflarca imzalanmış test tutanağı ve ilk endeks tespit protokolünün Piyasa İşletmecisine teslim edilmesi ve OSOS ile iletişim kurulmasına ilişkin çalışmaların tamamlanması ile sayaçlar kayıt altına alınmış olur.

(9) Kayıt edilen sayaçlar için uygulanacak dağıtım sistemi kayıp katsayısı, Kurum tarafından belirlenen kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi kullanılarak dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından hesaplanır ve Kuruma sunulur.

(10) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, Kurum tarafından belirlenen kayıp katsayıları hesaplama metodolojisini, Kurul tarafından onaylanan kayıp katsayıları tablosunu ve 80 inci maddede belirtilen kriterleri dikkate alarak transformatör kaybı ve/veya hat kaybı uygulanıp uygulanmayacağını tespit eder. Transformatör ve/veya hat kaybı uygulanması gereken durumlarda transformatöre ve/veya hatta ait ilgili Kurul Kararı ile belirlenen transformatör ve hat kayıp katsayısı formülüne ilişkin karakteristik bilgiler TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından tek hat şemasına işlenir ve ilk endeks tespit tutanağı ile birlikte Piyasa İşletmecisine teslim edilir.

(11) Devreye alınacak yeni üretim tesislerinin ve/veya yeni ünitelerin iletim sistemine bağlantısının gerçekleştirilip ilk kez enerjilendirilmesi öncesinde gerçekleştirilen tesis geçici kabulü sonucunda geçici kabul heyeti tarafından hazırlanan sayaç tespit tutanağı, ilk endeks tespit protokolü olarak kabul edilir.

(12) Başka bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu içerisinde de yer alan ve önceden kayıt altına alınmış sayaçlar yeniden kayıt edilmez. Piyasa İşletmecisi tarafından gerekli görülmesi halinde yeniden ilk endeks tespiti yaptırılır.

Dengeleme birimlerinin kayıt işlemi

MADDE 31 – (1) Piyasa katılımcıları, dengeleme birimlerini Piyasa İşletmecisine kayıt ettirir.

(2) Dengeleme biriminin kayıt edilmesi esnasında, ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde dengeleme birimlerine ilişkin olarak sağlanması gereken bilgi ve belgeler ile teknik parametreler, dengeleme birimini kayıt ettiren piyasa katılımcısı tarafından PYS’ye kaydedilir ve Piyasa İşletmecisine sunulur.

(3) Dengeleme birimine ait Sistem İşletmecisinin ihtiyaç duyacağı teknik parametre bilgileri, gerekli incelemeler yapılmak üzere Sistem İşletmecisine gönderilir. Sistem İşletmecisi tarafından 10 iş günü içerisinde gerçekleştirilen inceleme sonucu, Sistem İşletmecisinin onayı ile ilgili üretim tesisi veya ünite dengeleme birimi olarak, piyasa katılımcısı adına kaydedilir.

(4) Dengeleme birimi, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ve dengeleme birimlerine ilişkin kuralları sağlayan daha küçük bir dengeleme birimi içermez.

(5) Bakanlık geçici kabulü tamamlanmamış üretim tesisleri dengeleme birimi olarak kaydedilemez. Bir üretim tesisi, dengeleme birimi kaydı tamamlanana kadar, uzlaştırmaya esas çekiş birimi olarak işlem görür.

Piyasa katılımcılarının gün öncesi piyasasına katılımlarına ilişkin işlemler

MADDE 32 – (1) Tüzel kişilik kaydını ve başvuru yaptığı an itibariyle kendisi ile ilişkili tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin kayıtlarını tamamlamış olan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasasına kayıt işlemlerini gerçekleştirmek üzere Piyasa İşletmecisine başvuruda bulunabilirler.

(2) Gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin başvuru öncelikle PYS üzerinden gerçekleştirilir. Gerekli görülmesi halinde Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek bilgi ve belgeler bildirilen formatta Piyasa İşletmecisine sunulur.

(3) Gün öncesi piyasasına katılacak olan piyasa katılımcılarının, gün öncesi piyasasına ilişkin piyasa katılımcılarının yükümlülüklerini de içeren Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasını imzalamaları esastır. Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasının ilgili piyasa katılımcısı tarafından imzalanması ile ilgili piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına katılımına ilişkin kayıt işlemleri tamamlanmış olur.

ÜÇÜNCÜ BÖLÜM

Kayıt Bilgilerinin Güncellenmesi

Kayıt bilgilerinin güncellenmesi

MADDE 33 – (1) Piyasa katılımcısına ait kayıt bilgileri;

a) Piyasa katılımcısına ait bilgilerin değişmesi,

b) Mevcut dengeleme birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,

c) Mevcut uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ait bilgilerin değişmesi veya silinmesi,

ç) Mevcut ölçüm sistemlerine ilişkin bilgilerin değişmesi veya silinmesi,

d) Yeni bir dengeleme biriminin kayıt altına alınması,

e) Yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt altına alınması,

f) Yeni bir ölçüm sisteminin kayıt altına alınması,

g) Bir piyasa katılımcısının bir dengeden sorumlu gruba katılması ya da dahil olduğu dengeden sorumlu grubu değiştirmesi

hallerinde güncellenir.

(2) Piyasa katılımcıları, portföylerinde yer alan uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerini portföylerinden çıkarma ile ilgili taleplerini, içinde bulunulan ayın en geç 18 inci günü saat 16:00’ya kadar Piyasa İşletmecisine bildirdikleri takdirde, içinde bulunulan ayın son günü saat 24:00’te yapılan sayaç okumaları, ilgili piyasa katılımcısı için son okuma olarak kabul edilir ve söz konusu uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimleri ilgili piyasa katılımcısının portföyünden çıkarılır. Piyasa katılımcısının portföylerinde yer alan uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimlerini portföylerinden çıkarma ile ilgili taleplerini bildirdiklerinde bir dengeden sorumlu gruba dahil olmaları durumunda, dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş olan dengeden sorumlu taraf konu hakkında bilgilendirilir.

(3) Talep birleştirmek suretiyle kazanılan serbest tüketici tüzel kişiliği içerisinde yer alan tüketim noktalarından bir ya da birden fazlasının söz konusu tüzel kişilikten ayrılması durumunda; kapsam dışına çıkan tüketim noktaları nedeni ile söz konusu tüzel kişiliğin serbest tüketici niteliğinin devam edip etmediğine ilişkin bilgiler, tedarikçisi tarafından Piyasa İşletmecisine bildirilir. Söz konusu bilgilerin Piyasa İşletmecisine ulaşmasını müteakip Piyasa İşletmecisi, kapsam dışına çıkan tüketim noktalarını ilgili piyasa katılımcısının portföyünden çıkartılması için ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ya da kişilere son okuma talimatı verir.

(4) Bir güncelleme işleminin birden fazla piyasa katılımcısının kaydını etkilemesi durumunda, etkilenen piyasa katılımcılarının kayıt güncellemeleri eş zamanlı olarak yapılır.

(5) Bir piyasa katılımcısının, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi hesabına kayıt ettirmek suretiyle tedarik yaptığı serbest tüketiciye tedarik yapmaktan vazgeçmek ve bu doğrultuda söz konusu serbest tüketiciye ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini kendi kaydından çıkartmak istemesi halinde, kayıt değişikliği başvurusu piyasa katılımcısı ile serbest tüketici arasındaki ikili anlaşmanın buna ilişkin hükümleri doğrultusunda yapılır.

(6) Bir piyasa katılımcısının halihazırda sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimini portföyüne kaydetmek istemesi veya sistemde kayıtlı bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin kayıt bilgilerinde değişiklik olması durumunda 28 inci maddede tarif edilen süreçler uygulanır. Ancak söz konusu maddenin birinci fıkrasında belirtilen belgelerden sadece değişiklik olanlar Piyasa İşletmecisine yeniden sunulur.

Piyasa katılımcılarının dengeden sorumlu gruptan ayrılmaları

MADDE 34 – (1) Bir piyasa katılımcısının dahil olduğu dengeden sorumlu gruptan ayrılmasına ilişkin kayıt değişikliği başvurusu, ilgili piyasa katılımcısı ve dengeden sorumlu grup adına denge sorumluluğunu üstlenmiş dengeden sorumlu taraf arasındaki anlaşmanın bu konuya ilişkin hükümleri doğrultusunda, ilgili piyasa katılımcısı veya dengeden sorumlu tarafça yapılır. İlgili başvuru, kayıt değişikliğinin geçerli olacağı fatura döneminin başlangıcından en geç 2 iş günü öncesine kadar Piyasa İşletmecisine bildirilir. Kayıt değişikliği, başvuruda belirtilen fatura döneminin başlangıç zamanı itibariyle geçerlilik kazanır.

(2) Bir dengeden sorumlu gruptan ayrılıp başka bir dengeden sorumlu gruba katılmayan piyasa katılımcılarının kayıtları Piyasa İşletmecisi tarafından güncellenerek bu piyasa katılımcıları dengeden sorumlu taraf olurlar.

DÖRDÜNCÜ KISIM

Gün Öncesi Dengelemeye İlişkin Hükümler

BİRİNCİ BÖLÜM

Gün Öncesi Planlama

Gün öncesi planlamanın esasları

MADDE 35 – (1) Gün öncesi planlama, bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği hükümleri dikkate alınarak, bir gün sonrasına yönelik olarak öngörülen saatlik talebin;

a) işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak şekilde,

b) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterler doğrultusunda,

c) dengeleme maliyetlerini en aza indirecek şekilde

dengelenmesi esasına dayalı olarak yürütülür.

(2) Gün öncesi planlamaya ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;

a) Tüm piyasa katılımcılarının gün öncesi planlamaya katılımları zorunludur, kendi adına kayıtlı dengeleme birimi olan piyasa katılımcıları gün öncesi planlama kapsamında yük alma, yük atma teklifi sunarlar,

b) Gün öncesi planlama teklifleri günlük olarak, saatlik bazda verilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,

c) Gün öncesi planlamaya sunulan tüm teklifler belli bir dengeleme birimi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,

ç) Gün öncesi planlamaya sunulan tekliflerde, sunulan teklifin yapısı ile uyumlu olacak şekilde, ilgili dengeleme birimine ait teknik olarak gerçekleştirilebilecek tüm kapasitenin teklif edilmesi esastır. Dengeleme güç piyasasına teklif verme aşamasından önce 27/12/2008 tarihli ve 27093 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında sağlaması zorunlu olan primer frekans kontrolü rezerv miktarına karşılık gelen kapasite bu kapasitenin haricindedir. Hidrolik üretim tesisleri teklif edebilecekleri kapasiteyi belirlerken su kullanımı ve rezerv yönetimine ilişkin kısıtları dikkate alabilirler,

d) Gün öncesi planlamada gerçekleşen işlemler ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık gelir,

e) Gün öncesi planlamada kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,

f) Gün öncesi planlamada sonuçlandırılan her bir işlem, ilgili talimat süresince, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında teslim edilmesi suretiyle gerçekleştirilir,

g) Gün öncesi planlamada sonuçlandırılan her bir işlemde Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır.

Gün öncesi planlama süreci

MADDE 36 – (1) Gün öncesi planlama, günlük olarak yürütülür ve aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:

a) Her gün saat 10:30 itibarı ile, Sistem İşletmecisi tarafından, bir sonraki güne ait talep tahmini, PYS aracılığıyla duyurulur.

b) Her gün saat 10:30’a kadar, Sistem İşletmecisi tarafından, bir sonraki güne ait kuvvetle muhtemel sistem kısıtları PYS’nin gün öncesi planlama modülüne girilir.

c) Her gün saat 10:30’a kadar, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları tarafından, ilgili her bir dengeleme birimi için denge sorumlulukları doğrultusunda belirlenen GÜP’ler ve gün öncesi yük alma, yük atma teklifleri, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.

ç) Her gün saat 10:30’a kadar, tüm piyasa katılımcıları tarafından, her bir piyasa katılımcısının adına kayıtlı tüketim birimleri için takip eden günün her bir saati için toplam tüketim tahminleri PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.

d) Her gün saat 10:30 – 12:30 arasında;

1) Piyasa İşletmecisi, bir sonraki güne ait her bir saat için, öngörülen saatlik talebi dengeleyecek kısıtsız üretim/tüketim programını PYS’nin gün öncesi planlama modülü aracılığıyla oluşturur,

2) Piyasa İşletmecisi, kısıtsız üretim/tüketim programının oluşturulması için kullanılan saatlik, blok ve esnek tekliflere ilişkin fiyatları dikkate alarak, bir sonraki günün her bir saati için, gün öncesi planlama kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını PYS’nin gün öncesi planlama modülü aracılığıyla belirler,

3) Piyasa İşletmecisi gün öncesi yük alma, yük atma tekliflerini Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi planlama modülüne girilmiş olan sistem kısıtlarını da dikkate alarak gün öncesi planlama modülü aracılığıyla değerlendirir. Piyasa İşletmecisi kabul edilmiş olan tüm tekliflere ilişkin gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma, yük atma talimatlarını PYS aracılığıyla oluşturur ve talimatları ilgili piyasa katılımcılarına bildirir.

e) Her gün saat 12:30 – 13:00 arasında; gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma, yük atma talimatlarının, ilgili yük alma, yük atma teklifleri ile tutarlı olup olmadıklarını kontrol ederek tutarlı olmayan talimatlar ile ilgili olarak Piyasa İşletmecisine itirazda bulunabilirler.

f) Her gün saat 13:00 – 14:00 arasında; Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek gerekirse gün öncesi planlama kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını yeniden belirler, ilgili piyasa katılımcılarına kabul edilmiş olan tüm tekliflere ilişkin gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma, yük atma talimatlarını bildirir ve gün öncesi planlama kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını yayımlar. Herhangi bir itiraz olmaması durumunda, daha önce hesaplanmış olan sistem marjinal fiyatları Piyasa İşletmecisi tarafından hiçbir suretle değiştirilemez.

g) Her gün saat 14:00’a kadar Piyasa işletmecisi tüm sistem için gün öncesi programını sonuçlandırır.

Sistem İşletmecisi tarafından talep tahmininin bildirilmesi

MADDE 37 – (1) Sistem İşletmecisi tarafından, her gün saat 10:30’a kadar, bir sonraki güne ait talep tahmini, PYS aracılığıyla yayımlanır.

(2) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmini; duyurunun yapıldığı günü takip eden gün saat 00:00’dan başlayarak, saat 24:00’e kadar olan dönemdeki her bir saat içerisinde, sistemdeki tüm üretim tesisleri tarafından karşılanacak toplam talep (MWh) bilgisini içerir.

(3) Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan talep tahmininin, var olan imkanlar dahilinde en güncel verilere dayanılarak hazırlanmış olması esastır.

GÜP’lerin ve tüketim tahminlerinin yapısı, içeriği ve bildirilmesi

MADDE 38 – (1) GÜP, kapsadığı zaman dilimi içerisinde her bir saat için, MWh cinsinden, bir üretim tesisi tarafından gerçekleştirilmesi planlanan saatlik toplam aktif elektrik enerjisi üretim ya da bir tüketim birimi tarafından gerçekleştirilmesi planlanan saatlik toplam aktif elektrik enerjisi tüketim miktarı bilgilerinden oluşur ve bildirimin yapıldığı günü takip eden gün 00:00 ile 24:00 saatleri arasındaki dönemi kapsar. Gün öncesi planlama kapsamında verilen GÜP’ler uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.

(2) Üretim tesisi niteliğinde olan tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri, GÜP bildirimi yapmakla yükümlüdür.

(3) Gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin, ilgili dengeleme birimi bazında belirlenen GÜP’ler her gün saat 10:30’a kadar, 48 inci madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak PYS aracılığıyla, Piyasa İşletmecisine bildirilir. GÜP’lerin belirtilen zamana kadar bildirilmemesi durumunda, bir önceki güne ait GÜP’ler geçerli olur.

(4) GÜP vermekle yükümlü olan ancak dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine ilişkin, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi bazındaki GÜP’ler, her gün saat 10:30’a kadar PYS aracılığıyla bildirilir. Dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine ilişkin yapılan GÜP bildirimlerinin, ilgili piyasa katılımcısının kendi yükümlüklerini karşılanmasından sonra arta kalan kısmı, Sistem İşletmecisi ile yapılmış bir ikili anlaşma olarak değerlendirilir. PYS’ye erişimi olmayan piyasa katılımcıları GÜP’lerini saat 09:00’a kadar üretim tesisinin bağlı olduğu BYTM’ne bildirir. Bu durumda, BYTM’ler kendilerine bildirilen GÜP’leri, PYS’ye girerler. BYTM’ler kendi bölgeleri içindeki üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerine ilişkin GÜP’lerin her gün saat 10:30’a kadar PYS’ye girilmesini takip etmek ve sağlamakla sorumludurlar.

(5) Tüketim tahminleri, piyasa katılımcılarının kendi adlarına kayıtlı ancak dengeleme birimi olmayan tüketim tesisleri vasıtasıyla tüketmeyi öngördükleri, bir gün sonrasına ilişkin saatlik MWh cinsinden tahmin edilen tüketim bilgisinden oluşur. Tüketim tahminleri tüm piyasa katılımcıları tarafından her gün saat 10:30’a kadar, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir. Bir piyasa katılımcısı tarafından ilgili güne ilişkin bir tüketim tahmini bildirimi yapılmaması durumunda, ilgili piyasa katılımcısına ilişkin GÜP ve ikili anlaşma miktarı dikkate alınarak belirlenen net değer, ilgili piyasa katılımcısı için tüketim tahmini olarak dikkate alınır.

(6) Piyasa katılımcılarının ilgili üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini, herhangi bir talimat almadığı sürece, GÜP’lerinde ve tüketim tahminlerinde belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır.

Gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma, yük atma teklifleri

MADDE 39 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi planlama kapsamında saatlik ve/veya blok ve/veya esnek yük alma teklifleri ile saatlik ve/veya blok yük atma teklifleri sunabilirler. Gün öncesi planlama kapsamında verilen tüm yük alma, yük atma teklifleri uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.

(2) Herhangi bir saat için gün öncesi planlama kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük alma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır. Aynı şekilde, herhangi bir saat için bir gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimine ilişkin yük atma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır.

(3) Gün öncesi planlama kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri farklı saatler için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Bildirilen tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif miktarları 1 MWh ve katları cinsinden ifade edilir.

(4) Gün öncesi planlama kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri en az aşağıdaki bilgileri içerir;

a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi planlamaya katılım kodu,

b) Teklifin geçerli olduğu gün,

c) Esnek teklifler dışında, teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,

ç) Teklif tipi,

d) Fiyat ve miktar bilgisi.

(5) Gün öncesi planlama kapsamında sunulan tüm yük alma, yük atma tekliflerinin yapısı ve hangi bilgileri içermesi gerektiği Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa Yönetim Sistemi (PYS) aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.

Saatlik yük alma ve yük atma tekliflerinin yapısı ve içeriği

MADDE 40 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, bir gün sonrası için, saatlik olarak gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimleri bazında gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin saatlik yük alma ve yük atma tekliflerini; teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, bir sonraki günün her saati için, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.

(2) Saatlik yük alma teklifleri, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, bir sonraki günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için GÜP’üne, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre yapmayı teklif ettiği üretim artış ya da tüketim azalmasının MWh cinsinden miktarını ve bu üretim artışı ya da tüketim azalması için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(3) Saatlik yük atma teklifleri, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, bir sonraki günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için GÜP’üne, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre yapmayı teklif ettiği üretim azalması ya da tüketim artışının MWh cinsinden miktarını ve bu üretim azalması ya da tüketim artışı için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(4) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak üzere 15 miktar seviyesinde saatlik yük alma ve yük atma teklifi bildirebilirler. Hidroelektrik santraller hariç olmak üzere, saatlik yük alma ve yük atma teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak ve tüm miktar seviyeleri için tek bir fiyat olmak üzere piyasa katılımcısı tarafından bildirilir. Hidroelektrik santraller her bir miktar seviyesi için ayrı teklif fiyatı bildirebilirler. Bildirilen tüm saatlik yük alma ve yük atma teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar en az sıfıra eşit ya da sıfırdan büyüktür ve yüzde birlik hassasiyete sahiptir. Tüm saatlik yük alma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından yüksek ya da eşit olacak şekilde bildirilir. Aynı şekilde, tüm saatlik yük atma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından küçük ya da eşit olacak şekilde bildirilir.

(5) Peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden hafta sonu, hafta içi ve resmi tatil günlerine ilişkin; gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, aynı saate denk gelen saatlik yük alma teklif fiyatlarından ikinci güne ilişkin saatlik yük alma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin saatlik yük alma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasını en fazla % 10 oranında aşabilir. Aynı şekilde, ilgili dengeleme birimi bazında, ikinci güne ilişkin saatlik yük atma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin aynı saate denk gelen saatlik yük atma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasından en fazla % 10 oranında düşük olabilir.

(6) Bir saate ilişkin saatlik yük alma teklif miktarlarının toplamının, ilgili dengeleme biriminin takip eden saat içerisinde GÜP değerini gerçekleştirebilmesini sağlayacak şekilde, o saat içinde gerçekleştirebileceği üretim artışı ya da tüketim azalması dikkate alınarak belirlenmesi esastır. Aynı şekilde, bir saate ilişkin saatlik yük atma teklif miktarlarının toplamının, ilgili dengeleme biriminin takip eden saat içerisinde GÜP değerini gerçekleştirebilmesini sağlayacak şekilde, o saat içinde gerçekleştirebileceği üretim azalması ya da tüketim artışı dikkate alınarak belirlenmesi esastır.

(7) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi planlama kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin saatlik tekliflerinin, ilgili dengeleme birimine ilişkin teknik sebeplere dayalı olarak, ancak tamamının kabul edilebileceği şartını taşımasını tercih ederlerse, tekliflerinin kısmi kabul edilemeyeceğini belirtebilirler. Kısmi kabul edilemeyen tekliflere ilişkin oluşturulan talimatların ilgili teklif miktarının tamamını kapsaması esastır.

Blok yük alma ve yük atma tekliflerinin yapısı ve içeriği

MADDE 41 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları, bir gün sonrası için, birden fazla ardışık saat için geçerli olmak üzere, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin blok yük alma ve yük atma tekliflerini, teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.

(2) Blok yük alma teklifi, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, ilgili dengeleme birimi bazında, belirli bir zaman aralığı için yapmayı teklif ettiği sabit miktarlı üretim artışı ya da tüketim azalmasının saatlik MWh cinsinden miktarını ve blok teklifin kapsadığı tüm zaman aralığı için geçerli olmak üzere bu artış ya da azalma için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(3) Blok yük atma teklifi, gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcısının, ilgili dengeleme birimi bazında, belirli bir zaman aralığı için yapmayı teklif ettiği sabit miktarlı üretim azalması ya da tüketim artışının saatlik MWh cinsinden miktarını ve blok teklifin kapsadığı tüm zaman aralığı için geçerli olmak üzere bu azalma ya da artış için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(4) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarının teklif verebilecekleri bloklar, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenip, Piyasa İşletmecisi tarafından uygulanır. Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla kendi blok tekliflerini tanımlama hakkı verilebilir, ancak bu şekilde tanımlanacak olan blok tekliflerin en az 4 saatlik bir zaman dilimini kapsaması ve gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında bir gün için toplam 5 adedi aşmaması esastır. Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları gün öncesi planlama kapsamındaki her bir dengeleme birimi için bir günde toplam en fazla 25 adet blok teklif girebilirler.

(5) Peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden hafta sonu, hafta içi ve resmi tatil günlerine ilişkin, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, aynı saate denk gelen blok yük alma teklif fiyatlarından ikinci güne ilişkin blok yük alma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, birinci güne ilişkin blok yük alma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasını en fazla % 10 oranında aşabilir. Aynı şekilde, ilgili dengeleme birimi bazında, aynı saate denk gelen blok yük atma teklif fiyatlarından ikinci güne ilişkin blok yük atma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin blok yük atma teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalamasından en fazla % 10 oranında düşük olabilir.

(6) Her bir blok teklif ya kapsadığı tüm zaman dilimi için kabul edilir ya da hiç kabul edilmez. Blok teklifler kapsadıkları zaman diliminden daha kısa bir zaman dilimi için kabul edilmezler.

(7) Gün öncesi planlamaya sunulan blok teklifler, kapsadıkları zaman diliminin tamamı için mümkün olan en düşük sistem marjinal fiyatları elde edilecek şekilde gün öncesi planlama modülü aracılığıyla değerlendirilir. Bir dengeleme birimine ilişkin tüm blok yük alma, yük atma teklifleri birbirinden bağımsız olarak değerlendirilir.

Esnek yük alma tekliflerinin yapısı ve içeriği

MADDE 42 – (1) Esnek yük alma teklifleri, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, saatlik yük alma ve yük atma tekliflerinden ayrı olmak üzere, saatlik yük alma teklif miktarı ve yük alma teklif fiyatından oluşan yük alma teklifleridir. Esnek yük alma teklifleri belirli bir saat ile ilişkili değildir. Esnek yük alma tekliflerinin değerlendirilmesi, ilgili esnek yük alma teklif fiyatından büyük ya da eşit olacak şekilde, teklifin gün öncesi planlama kapsamındaki en yüksek sistem marjinal fiyatının geçerli olduğu saatte kabul edilmesi esasına dayanır.

(2) Peş peşe gelen takvim günlerine ait olmak şartı aranmaksızın birbirini takip eden hafta sonu, hafta içi ve resmi tatil günlerine ilişkin, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında, ikinci güne ilişkin esnek yük alma teklif fiyatları, günlerin yukarıdaki sınıflaması kapsamında aynı özellikte olan birinci güne ilişkin esnek yük alma teklif fiyatlarını en fazla % 10 oranında aşabilir.

Yük alma ve yük atma tekliflerinin bildirilmesi

MADDE 43 – (1) Gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcıları tarafından, gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimi bazında belirlenen yük alma, yük atma teklifleri her gün saat 10:30’a kadar, 48 inci madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilirler. Yük alma ve yük atma tekliflerinin belirtilen zamana kadar bildirilmemesi durumunda, bir önceki güne ait yük alma ve yük atma teklifleri geçerli olur.

Yük alma ve yük atma tekliflerinin değerlendirilmesi

MADDE 44 – (1) Gün öncesi planlama faaliyetleri kapsamında Piyasa İşletmecisi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından sunulan GÜP’ler ile, piyasa katılımcıları tarafından bildirilen tüketim tahminlerini dengelemek üzere, gün öncesi planlama için sunulmuş olan yük alma, yük atma tekliflerini öncelikle sistem ve gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin kısıtları dikkate almaksızın gün öncesi planlama modülü aracılığıyla değerlendirerek gün öncesi kısıtsız üretim/tüketim programını oluşturur. Kısıtsız üretim/tüketim programının oluşturulması için kullanılan teklif fiyatları dikkate alınarak gün öncesi planlama modülü aracılığıyla Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi planlama kapsamında sistem marjinal fiyatları belirlenir.

(2) Sistem İşletmecisi;

a) iletim sistemi kısıtlarını,

b) gün öncesi planlama kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin teknik kısıtları,

c) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterleri,

dikkate alarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğünü tehlikeye düşürmesi kuvvetle muhtemel kısıtları belirleyerek saat 10:30’a kadar gün öncesi planlama modülüne girer. Gün öncesi planlama modülüne girilen kısıtlar ertesi gün saat 17:00 itibarı ile, nedenleri ile birlikte Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.

(3) Gün öncesi yük alma, yük atma teklifleri, gün öncesi planlama modülüne girilmiş olan kısıtlar dikkate alınarak, dengeleme maliyetleri en aza indirilecek şekilde gün öncesi planlama modülü aracılığıyla yeniden değerlendirilir ve tüm sistem için gün öncesi programı oluşturulur.

(4) Gün öncesi programının oluşturulması için kabul edilmiş olan tüm tekliflere ilişkin gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma, yük atma talimatları ve piyasa katılımcılarının tüketim tahminlerine göre bir sonraki güne ilişkin öngörülen dengesizliklerinin giderilmesine yönelik belirlenen saatlik enerji alış, satış miktarları PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir.

(5) Bu maddenin ikinci fıkrasında belirtilen şekilde Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi planlama modülüne girilen kısıtlar sebebiyle verilen yük alma, yük atma talimat miktarları, Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.

Gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları

MADDE 45 – (1) Gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma, yük atma talimatları ilgili saat ya da blok tekliflerin geçerli olduğu zaman dilimleri için ilgili dengeleme biriminin MWh bazında artırması ya da azaltması gereken ortalama üretim/tüketim miktarını belirtir. Gün öncesi planlama kapsamında verilen tüm yük alma, yük atma talimatları uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.

(2) Gün öncesi planlama kapsamında, bir dengeleme birimine ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından oluşturulan yük alma, yük atma talimat miktarları, talimatın oluşturulması için kabul edilmiş olan ilgili yük alma, yük atma teklif miktarlarından büyük olamaz.

(3) Gün öncesi yük alma, yük atma talimatları Piyasa İşletmecisi tarafından her gün saat 13:00’a kadar ilgili gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına bildirilir.

Talimatlara itiraz edilmesi, itirazların değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması

MADDE 46 – (1) Gün öncesi planlama kapsamında, piyasa katılımcıları kendilerine bildirilen yük alma, yük atma talimatlarının, ilgili yük alma, yük atma teklifleri ile tutarlı olmaması durumunda, saat 13:00 – 13:30 arasında Piyasa İşletmecisine itirazda bulunabilirler.

(2) Yapılan itirazlar saat 14:00’a kadar Piyasa İşletmecisi tarafından değerlendirilir. İtirazın haklı bulunması durumunda, talimat miktarı, ilgili yük alma, yük atma teklifi ile tutarlı hale getirilecek şekilde düzeltilir. Düzeltilen talimatın gün öncesi planlama kapsamındaki diğer piyasa katılımcılarına bildirilmiş olan talimatları etkilemesi durumunda, ilgili saat için Piyasa İşletmecisi tarafından 44 üncü madde hükümleri doğrultusunda yeniden gün öncesi üretim/tüketim programı oluşturulur. Saat 14:00’a kadar, oluşturulan gün öncesi üretim/tüketim programı sonucunda güncellenmiş olan talimat bilgileri ilgili gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına bildirilir. Gün öncesi planlama faaliyetinin sona ermesinden sonra gün öncesi planlama kapsamında verilmiş olan yük alma, yük atma talimatlarında herhangi bir değişiklik yapılamaz.

(3) Bir dengeleme birimi için dengeleme güç piyasası kapsamında bildirilecek olan KGÜP, ilgili dengeleme birimi için gün öncesi planlama kapsamında bildirilmiş olan GÜP’ü ve gün öncesi planlama kapsamında verilmiş olan yük alma, yük atma talimatları dikkate alınarak oluşturulur.

Gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar

MADDE 47 – (1) Gün öncesi planlama kapsamında, Piyasa İşletmecisi tarafından kısıtsız üretim/tüketim programının oluşturulması için kabul edilmiş ve gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına fiilen gönderilmiş olan talimatların etiket değeri 0, diğer tüm talimatların etiket değeri 1 olarak, 44 üncü maddede belirtilen yöntem dikkate alınarak Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir.

Gün öncesi planlama kapsamındaki bildirimler

MADDE 48 – (1) Gün öncesi planlama kapsamında,

a) ilgili piyasa katılımcıları tarafından GÜP’lerin ve tüketim tahminlerinin bildirilmesi,

b) piyasa katılımcıları tarafından yük alma, yük atma tekliflerinin bildirilmesi,

c) Sistem İşletmecisi tarafından bir sonraki güne ait talep tahmininin duyurulması,

ç) Piyasa İşletmecisi tarafından oluşturulmuş olan tüm talimatların ve enerji alış, satış miktarlarının gün öncesi planlamaya katılan piyasa katılımcılarına bildirilmesi,

d) yukarıda belirtilenler dışında Piyasa ve Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,

e) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler,

PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.

(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, Piyasa veya Sistem İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.

(3) PYS’nin işler olmaması durumunda, gün öncesi planlama işlemlerinin yürütülmesinde 65 inci maddede ele alınan PYS arıza prosedürleri uygulanır.

İKİNCİ BÖLÜM

Gün Öncesi Piyasası

Gün öncesi piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar

MADDE 49 – (1) Gün öncesi piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;

a) Gün öncesi piyasası işlemleri günlük olarak, saatlik bazda gerçekleştirilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,

b) Gün öncesi piyasasında gerçekleşen işlemler ilgili zaman dilimi boyunca sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık gelir,

c) Gün öncesi piyasasında kabul edilen alış-satış teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,

ç) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlemde Piyasa İşletmecisi ilgili piyasa katılımcısına taraftır,

d) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,

e) Gün öncesi piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında veya ulusal iletim sisteminin komşu ülke iletim sistemi ile bağlantı noktasında teslim edilmesi suretiyle tamamlanır.

Gün öncesi piyasası süreci

MADDE 50 – (1) Gün öncesi piyasası günlük olarak yürütülür ve aşağıda belirtilen adımlardan meydana gelir:

a) Birden fazla teklif bölgesinin bulunması durumunda, Piyasa İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenmiş olan bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerlerini piyasa katılımcılarına bildirir.

b) Her gün saat 10:30’a kadar, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları gün öncesi piyasası tekliflerini PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilirler. Bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından 11:00’a kadar 57 nci madde hükümleri doğrultusunda değerlendirilerek teklif teyit ya da reddedilir.

c) Her gün saat 11:00 – 13:00 arasında;

1) Piyasa İşletmecisi, bir sonraki güne ait her bir saat ve her bir teklif bölgesi için, gün öncesi piyasası fiyatını hesaplar,

2) Piyasa İşletmecisi, her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasında gerçekleştirdiği alış-satış miktarlarını içeren ticari işlem onayını gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına bildirir,

ç) Her gün saat 13:00 – 13:30 arasında; gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları Piyasa İşletmecisi tarafından kendilerine bildirilen ticari işlem onaylarını kontrol ederek, gerekli olduğu durumlarda ticari işlem onaylarına ilişkin itirazlarını Piyasa İşletmecisine bildirirler.

d) Her gün saat 13:30 – 14:00 arasında; Piyasa İşletmecisi itirazları değerlendirerek, ilgili piyasa katılımcılarına itirazlarının sonucunu bildirir.

Teklif bölgelerinin belirlenmesi ve duyurulması

MADDE 51 – (1) Sistem İşletmecisi, düzenli olarak, iletim sistemindeki uzun vadeli, büyük çaplı ve süreklilik arz eden olası kısıtları belirlemek üzere gerekli analiz ve çalışmaları gerçekleştirir. Bu analiz çerçevesinde, Sistem İşletmecisi, ulusal elektrik sistemini teklif bölgesi olarak adlandırılan alanlara ayırır.

(2) Sistem İşletmecisinin teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikleri, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslarda belirtilen zaman sınırları içerisinde Piyasa İşletmecisine bildirmesi esastır. Teklif bölgelerinin sınır tanımlarındaki değişiklikler Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.

Ticaret sınırlarının belirlenmesi ve duyurulması

MADDE 52 – (1) Sistem İşletmecisi ilgili mevzuat uyarınca her gün teklif bölgeleri arasındaki ticaret sınırlarını belirler. Ticaret sınırları dahilindeki tüm iletim kapasitesi Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına sunulur. Sistem İşletmecisi, her gün saat 09:30’a kadar bir gün sonrasında saatlik olarak gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesini belirler ve Piyasa İşletmecisine bildirir. Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitesi değerleri Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.

Gün öncesi piyasası teklifleri

MADDE 53 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, gün öncesi piyasası kapsamında saatlik ve/veya blok ve/veya esnek teklifler sunabilirler. Herhangi bir saat için gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin ilgili piyasa katılımcısı tarafından aynı anda yerine getirilebilir olması esastır.

(2) Gün öncesi piyasası teklifleri farklı saatler için değişiklik gösterebilen miktar ve fiyat bilgilerinden meydana gelir. Bildirilen tüm teklif fiyatları yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir. Bildirilen tüm teklif miktarları 1 MWh ve katları cinsinden ifade edilir.

(3) Gün öncesi piyasasında verilen teklifler en az aşağıdaki bilgileri içerir;

a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,

b) Teklifin geçerli olduğu gün,

c) Esnek teklifler dışında, teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,

ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,

d) Teklif tipi,

e) Fiyat ve miktar bilgisi.

(4) Gün öncesi piyasasına sunulan tüm tekliflerin yapısı ve hangi bilgileri içermesi gerektiği Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa Yönetim Sistemi (PYS) aracılığıyla piyasa katılımcılarına bildirilir.

(5) Gün öncesi piyasası teklifleri, sadece, ilgili piyasa katılımcısının üretim ya da tüketim yaptığı ya da uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin bulunduğu teklif bölgeleri için verilebilir.

Saatlik alış-satış tekliflerinin yapısı ve içeriği

MADDE 54 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, bir sonraki günün her saati için, saatlik aktif elektrik enerjisi alış-satışına ilişkin saatlik alış-satış tekliflerini, Piyasa Yönetim Sistemi (PYS) aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.

(2) Gün öncesi piyasasına sunulan her bir saatlik alış-satış teklifi; alış ve satış yönünde ayrı ayrı olmak üzere en fazla 32 fiyat seviyesinden oluşan fiyat-miktar ikililerinden meydana gelir.

(3) Gün öncesi piyasasına sunulan bir alış teklifini oluşturan her bir fiyat-miktar ikilisi, ilgili piyasa katılımcısının teklifte belirtilen miktarı aşmayacak miktardaki aktif elektrik enerjisini almayı teklif ettiği maksimum birim MWh fiyatını belirtir. Sistemden alış miktarı artan şekilde sıralanmış olan ardışık iki alış teklifinden ikinci teklifin fiyatı, ilk teklifin fiyatından düşük olacak şekilde belirlenir.

(4) Gün öncesi piyasasına sunulan bir satış teklifini oluşturan her bir fiyat-miktar ikilisi, ilgili piyasa katılımcısının teklifte belirtilen miktarı aşmayacak miktardaki aktif elektrik enerjisini satmayı teklif ettiği minimum birim MWh fiyatını belirtir. Sisteme satış miktarı artan şekilde sıralanmış olan ardışık iki satış teklifinden ikinci teklifin fiyatı, ilk teklifin fiyatından yüksek olacak şekilde belirlenir.

(5) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının her bir fiyat seviyesi için geçerli tek bir saatlik alış ya da satış teklifi bulunabilir. Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının aynı fiyat seviyesi için geçerli hem saatlik alış teklifi, hem de saatlik satış teklifi bulunamaz.

(6) Gün öncesi piyasasına saatlik alış-satış teklifi sunmak üzere kullanılacak olan asgari ve azami fiyat limitleri, Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur. Azami fiyat limitlerinin, piyasada beklenen en yüksek fiyattan çok daha yüksek bir seviyede belirlenmesi esastır. Gün öncesi piyasasına sunulan tüm saatlik alış-satış tekliflerine ilişkin fiyatlar, fiyat limitlerini içerecek şekilde sunulur. Değişen piyasa koşullarına göre Piyasa İşletmecisi, asgari ve azami fiyat limitlerini güncelleyerek, PYS aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurur.

Blok alış satış tekliflerinin yapısı ve içeriği

MADDE 55 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, bir gün sonrası için, birden fazla ardışık saat için geçerli aktif elektrik enerjisi alış ya da satışına ilişkin blok alış-satış tekliflerini, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine ve Sistem İşletmecisine bildirirler.

(2) Blok alış teklifi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısının, belirli bir zaman aralığı için gün öncesi piyasasından yapmayı teklif ettiği sabit miktarlı alışın saatlik MWh cinsinden miktarını ve blok teklifin kapsadığı tüm zaman aralığı için geçerli olmak üzere bu alış için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(3) Blok satış teklifi, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcısının, belirli bir zaman aralığı için gün öncesi piyasasına yapmayı teklif ettiği sabit miktarlı satışın saatlik MWh cinsinden miktarını ve blok teklifin kapsadığı tüm zaman aralığı için geçerli olmak üzere bu satış için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(4) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, bir günün aynı ya da farklı zaman dilimlerini kapsayan birden fazla blok teklif sunabilirler. Blok teklifler ardışık tam saatlerden meydana gelir. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarının teklif verebilecekleri bloklar, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenip, Piyasa İşletmecisi tarafından uygulanır. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına PYS aracılığıyla kendi blok tekliflerini tanımlama hakkı verilebilir, ancak bu şekilde tanımlanacak olan blok tekliflerin en az 4 saatlik bir zaman dilimini kapsaması esastır. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları bir günde toplam en fazla 50 adet blok teklif verebilirler.

(5) Her bir blok teklif ya kapsadığı tüm zaman dilimi için kabul edilir ya da hiç kabul edilmez. Blok teklifler kapsadıkları zaman diliminden daha kısa bir zaman dilimi için kabul edilmezler.

(6) En fazla üç adet blok teklif için geçerli olmak üzere blok teklifler arasında ilişki kurulabilir. Bu şekilde birbiri ile ilişkilendirilen üç blok tekliften ilki tek başına kabul edilebilirken, ikincisi ilkinin kabul edilmesi şartına bağlı olarak, üçüncüsü ise ilk ikisinin kabul edilmesi şartına bağlı olarak kabul edilir. Bu şekilde birbiri ile ilişkilendirilmiş olan blok tekliflerin tamamının alış ya da satış blok teklifi olması ve aynı satış portföyü ve teklif bölgesi ile ilişkili olması esastır.

Esnek satış tekliflerinin yapısı ve içeriği

MADDE 56 – (1) Esnek satış teklifleri, saatlik alış-satış tekliflerinden ayrı olmak üzere, belirli bir saat ile ilişkili olmayan saatlik satış teklifleridir. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları, bir gün sonrası için esnek satış tekliflerini PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirirler.

Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirilmesi ve teyit edilmesi

MADDE 57 – (1) Herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası tekliflerinin bildiriminin yapılabileceği, ilgili günün 5 gün öncesinden başlayarak, bir önceki gün saat 10:30’a kadar süren zaman dilimine teklif bildirim süresi adı verilir. Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, herhangi bir güne ilişkin gün öncesi piyasası teklifleri, teklif bildirim süresi içinde, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.

(2) Tekliflerin, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından belirtilen teklif bildirim süresi içerisinde, 66 ncı madde hükümleri doğrultusunda, mevcut olan tüm iletişim imkanları kullanılarak Piyasa İşletmecisine bildirilir.

(3) Gün öncesi piyasası tekliflerinin bildirimi, tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması ile gerçekleştirilir. Tekliflerin PYS’ye kaydının tamamlanması asgari olarak teklife bir kayıt numarası verilmesi ve teklifin PYS’ye giriliş zamanının saat, dakika, saniye olarak kaydedilmesi suretiyle gerçekleştirilir. PYS’ye kaydı tamamlanan gün öncesi piyasası teklifleri, gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, sadece kendi teklifleri ile sınırlı olmak üzere, PYS aracılığıyla görüntülenebilir.

(4) PYS aracılığıyla bildirilen her bir gün öncesi piyasası teklifi Piyasa İşletmecisi tarafından;

a) teminat yükümlülüklerinin sağlanıp sağlanmadığının ve

b) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları ya da Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen; her bir piyasa katılımcısı tarafından gün öncesi piyasasına teklif edilebilecek toplam alış ya da satış miktarı sınırlarının aşılıp aşılmadığının

tespit edilmesi amacıyla kontrol edilir. Belirtilen kriterleri sağlayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından teyit edilirler. Teyit edilen gün öncesi piyasası teklifleri geçerlilik kazanır. Belirtilen kriterleri sağlamayan teklifler Piyasa İşletmecisi tarafından gerekçesi belirtilerek reddedilir ve gün öncesi piyasası faaliyetleri kapsamında dikkate alınmaz. Bu şekilde Piyasa İşletmecisi tarafından reddedilen bir gün öncesi piyasası teklifi ilgili piyasa katılımcısı tarafından teklif bildirim süresi içerisinde, belirtilen kriterleri sağlayacak şekilde düzeltilerek yeniden bildirilebilir. Piyasa İşletmecisinin PYS’ye bildirilen her bir teklifin kabul ya da reddine ilişkin değerlendirmeyi teklif bildiriminin yapılabileceği son gün saat 11:00’a kadar tamamlaması esastır. Bu süre içinde değerlendirme işlemi tamamlanmayan gün öncesi piyasası tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısı Piyasa İşletmecisini bilgilendirir.

(5) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısı tarafından bildirimi yapılmış ya da teyit edilerek geçerlilik kazanmış olan bir gün öncesi piyasası teklifi, ilgili piyasa katılımcısı tarafından, teklif bildirim süresi dahilinde yeni bir teklif ile değiştirilebilir. Değişiklik yapılan her bir teklifin bu maddenin dördüncü fıkrasında belirtilen kriterler doğrultusunda kontrol edilerek yeniden teyit edilmesi esastır. Teyit edilmiş olan herhangi bir gün öncesi piyasası teklifi, teyit edilmiş olan yeni bir teklif ile değiştirilmediği sürece geçerliliğini sürdürür. Bir gün öncesi piyasası teklifinde yapılan her bir değişikliğe ilişkin kayıtlar PYS’de saklanır.

Gün öncesi piyasasında fiyat belirleme süreci

MADDE 58 – (1) Gün öncesi piyasasında gün öncesi fiyatlarının belirlenmesi süreci günlük olarak, hergün saat 11:00 - 13:00 arasında, ilgili günün her bir saati için yürütülür ve aşağıdaki adımlardan meydana gelir:

a) Tüm teklif bölgeleri için sunulmuş olan gün öncesi piyasası teklifleri dikkate alınarak, bölgeler arasındaki iletim kısıtları dikkate alınmaksızın, ilgili günün her bir saati için tek bir KPTF hesaplanır.

b) Her bir teklif bölgesi için KPTF seviyesinde gerçekleşen alış-satış miktarları ve birbiri arasında iletim kısıtı olan hatlarla bağlı her iki teklif bölgesi için bölgeler arası öngörülen enerji akış miktarları tespit edilir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşit olduğu durumda ilgili teklif bölgeleri için KPTF, NPTF olarak belirlenir. Bölgeler arası öngörülen akış miktarlarının, gün öncesi piyasası için tahsis edilmiş olan iletim kapasitesini aştığının tespit edilmesi durumunda, bölgeler arası iletim kısıtlarını giderecek şekilde her bir teklif bölgesi ve her bir saat için ayrı NPTF’ler belirlenir.

c) Belirlenen NPTF seviyesinde her bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası kapsamında gerçekleştirdiği alış ya da satış miktarı belirlenerek piyasa katılımcılarına ticari işlem onayıyla bildirilir.

Gün öncesi piyasasında eşleştirme ve KPTF’nin belirlenmesi

MADDE 59 – (1) Tüm teklif bölgeleri için, saatlik alış-satış tekliflerinin eşleştirilmesi ve KPTF’nin hesaplanması, gün öncesi piyasasına sunulmuş olan tüm teklifler dikkate alınarak, aşağıda belirtildiği şekilde gerçekleştirilir:

a) Gün öncesi piyasasına ilgili saat için sunulmuş olan tüm saatlik satış teklifleri, en düşük fiyata sahip fiyat-miktar ikilisinden başlayıp en yüksek fiyata sahip fiyat-miktar ikilisine kadar artan fiyata göre sıralanarak tek bir teklif olacak şekilde birleştirilir. Her bir fiyat-miktar ikilisi, artan fiyat doğrultusunda, takip eden fiyat-miktar ikilisi ile lineer interpolasyon yöntemi ile birleştirilerek arz eğrisi oluşturulur. Teyit edilmiş tüm saatlik satış tekliflerindeki miktarlar toplamının sıfır olması durumunda, arz eğrisi, azami ve asgari fiyat limitleri dahilinde miktarın sıfır olduğu bir eğriden meydana gelir.

b) Gün öncesi piyasasına ilgili saat için sunulmuş olan tüm saatlik alış teklifleri, en yüksek fiyata sahip fiyat-miktar ikilisinden başlayıp en düşük fiyata sahip fiyat-miktar ikilisine kadar azalan fiyata göre sıralanarak tek bir teklif olacak şekilde birleştirilir. Her bir fiyat-miktar ikilisi, azalan fiyat doğrultusunda, takip eden fiyat-miktar ikilisi ile lineer interpolasyon yöntemi ile birleştirilerek talep eğrisi oluşturulur. Teyit edilmiş tüm saatlik alış tekliflerindeki miktarlar toplamının sıfır olması durumunda, talep eğrisi, azami ve asgari fiyat limitleri dahilinde miktarın sıfır olduğu bir eğriden meydana gelir.

c) Her bir saat için (a) ve (b) bentlerinde belirtildiği şekilde oluşturulan arz ve talep eğrileri kesiştirilerek piyasada alınan ve satılan elektrik enerjisi miktarının ve el değiştiren enerjinin fiyatının aynı olduğu kesişme noktası ve bu noktaya karşılık gelen fiyat tespit edilir. Arz ve talep eğrilerinin, tek bir miktar seviyesinde bir fiyat aralığı oluşturan bir doğru parçası üzerinde kesişmeleri durumunda, fiyat aralığının sınırlarını oluşturan alt ve üst fiyatların aritmetik ortalamalarının alınması suretiyle kesişme noktasına karşılık gelen fiyat belirlenir.

ç) Blok teklifler 61 inci maddede, esnek teklifler ise 62 nci maddede belirtildiği şekilde değerlendirilerek ilgili günün her bir saati için KPTF’ler belirlenir.

Gün öncesi piyasasında kısıt giderme süreci ve NPTF’lerin belirlenmesi

MADDE 60 – (1) 59 uncu maddede belirlenen yöntem çerçevesinde KPTF’lerin belirlenmesinin ardından Piyasa İşletmecisi her bir teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarlarını hesaplar. Alış ve satış miktarları, ilgili teklif bölgesi için verilen saatlik alış-satış tekliflerinde fiyatları KPTF’ye eşit fiyat-miktar ikililerindeki miktarlar ve kabul edilen blok ve esnek teklif miktarları dikkate alınarak hesaplanır.

(2) İlgili teklif bölgesi için KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki fark, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden daha az ya da eşitse ilgili teklif bölgesi için NPTF, KPTF’ye eşit olarak belirlenir.

(3) Bir ya da daha fazla teklif bölgesi için, KPTF seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki farkın, gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesinden büyük olması durumunda, kısıtın her iki tarafındaki teklif bölgelerinden enerji fazlası olan bölgenin fiyatı KPTF’den başlayarak azaltılıp, enerji eksiği olan bölgenin fiyatı KPTF’den başlayarak artırılarak, bölgeler arasındaki akış gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesini aşmayacak seviyeye indirilir. Belirlenen yeni fiyat seviyesindeki alış ve satış miktarları arasındaki farkın gün öncesi piyasası işlemleri için ayrılmış olan iletim kapasitesini aşmaması şartı bütün teklif bölgeleri için sağlanana kadar aynı işlemler tekrarlanır. Bu işlem, ilgili teklif bölgesi için geçerli tüm gün öncesi piyasası teklifleri dikkate alınarak, daha düşük fiyata sahip bölgelerdeki enerjinin daha yüksek fiyata sahip bölgelere akışını azami ölçüde gerçekleştirme ve tüm bölgelerde iletim kısıtlarının aşılmadığı en düşük fiyatı elde etme esasına dayalı olarak yürütülür. Bu şekilde tüm teklif bölgeleri için hesaplanan yeni fiyat seviyeleri ilgili bölgeler için NPTF olarak belirlenir.

(4) Arz ve talep eğrilerinin kesişmemesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, azami fiyat limitlerinin artırılarak gün öncesi piyasası tekliflerinin yeniden toplanması ve piyasa işlemlerinin yenilenmesi ya da bu kesişim elde edilene kadar, alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yollarından birini ya da her ikisini birden uygulayabilir. Gün öncesi piyasası işlemlerinin yenilenmesi durumunda, işlemlerin gerçekleştirileceği zaman planı Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur. Kesişim elde edilene kadar, alış teklif miktarlarının tüm piyasa katılımcılarını eşit oranda etkileyecek şekilde azaltılması yoluna gidilmesi durumunda, azaltılan talep miktarı Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine bildirilir. Bildirilen miktara ilişkin takip eden gün uygulanacak kesinti programı Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir ve uygulanır.

Blok tekliflerin değerlendirilmesi

MADDE 61 – (1) Blok teklifler, aşağıdaki kriterlerin karşılanması durumunda kabul edilirler:

a) Blok satış teklifleri, kapsadığı ardışık saat dilimleri için saatlik alış-satış tekliflerinin eşleştirilmesi sonucu belirlenen fiyatların, ilgili blok teklifin teklif fiyatına eşit ya da bu fiyatın üzerinde olması durumunda kabul edilir.

b) Blok alış teklifleri, kapsadığı ardışık saat dilimleri için saatlik alış-satış tekliflerinin eşleştirilmesi sonucu belirlenen fiyatların, ilgili blok teklifin teklif fiyatına eşit ya da bu fiyatın altında olması durumunda kabul edilir.

c) Blok teklifin (a) ya da (b) bentlerinde belirtilen kabul kriterlerini sağlaması durumunda, blok teklif kapsadığı tüm saat dilimlerini kapsayacak şekilde kabul edilir.

(2) Gün öncesi piyasasına sunulan blok teklifler, belli bir saat için, mümkün olan en düşük KPTF ve tüm teklif bölgeleri için mümkün olan en düşük NPTF’ler elde edilecek şekilde PYS aracılığıyla değerlendirilir.

Esnek satış tekliflerin değerlendirilmesi

MADDE 62 – (1) Esnek satış tekliflerinin değerlendirilmesi, ilgili esnek satış teklif fiyatından büyük ya da eşit olacak şekilde, en yüksek saatlik piyasa takas fiyatının geçerli olduğu saatte, teklifin kabul edilmesi esasına dayanır. Esnek satış teklifleri, teklif fiyatı ve teklif fiyatının aynı olması durumunda teklifin PYS’ye kaydının tamamlanması zamanı dikkate alınarak belirlenen sıra ile değerlendirilir. Saatlik ve blok teklifler esnek tekliflerden önceliklidir.

Ticari işlem onayı

MADDE 63 – (1) Piyasa İşletmecisi, her bir teklif bölgesi için NPTF’nin hesaplanmasını takiben, onaylanmış alış-satış miktarlarını içerir ticari işlem onayı ile, ilgili piyasa katılımcısına, kendisi için hesaplanan alış-satış miktarlarını bildirir.

(2) Ticari işlem onayı ilgili piyasa katılımcılarına saat 13:00’a kadar Piyasa İşletmecisi tarafından iletilir. Ticari işlem onayı en az şu bilgileri içerir:

a) İlgili piyasa katılımcısının adı ve gün öncesi piyasasına katılım kodu,

b) Teklif geçerlilik tarihi,

c) Teklifin geçerli olduğu zaman dilimi,

ç) Teklifin geçerli olduğu teklif bölgesi,

d) İlgili piyasa katılımcısı tarafından alınıp satılan miktarlar,

e) Onaylanmış alış-satış fiyatı.

(3) Gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, bu bildirimlerin içeriğinde hata bulunması durumunda itiraz edebilmeleri için saat 13:30’a kadar süre tanınır. İtirazlar sadece hatanın Piyasa İşletmecisinden kaynaklanması durumunda kabul edilir. İtirazın haklı olması durumunda, Piyasa İşletmecisi alış-satış miktarlarını düzelterek, düzeltilmiş ticari işlem onayını saat 14:00’e kadar ilgili piyasa katılımcısına göndermekle yükümlüdür. 65 inci maddede belirlenen PYS arıza prosedürleri uyarınca ticari işlem onayının iletilmesinin gecikmesi durumunda, piyasa katılımcılarına, ticari işlem onayının Piyasa İşletmecisi tarafından gönderildiği zamandan başlamak üzere, 30 dakikalık itiraz süresi tanınır. Piyasa İşletmecisi, bu itirazın haklı olması durumunda, düzeltilmiş ticari işlem onayını 30 dakika içerisinde ilgili katılımcıya göndermekle yükümlüdür.

(4) Yapılan itiraz Piyasa İşletmecisi tarafından haklı bulunmadığı sürece, ilgili piyasa katılımcısının yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Kendisine tanınan süre içinde itirazda bulunmayan ilgili piyasa katılımcısı, ticari işlem onayını tüm içeriğiyle birlikte kabul etmiş sayılır. Yapılan ticari işlem onayları, itiraz süresinin tamamlanmasından sonra içerdikleri miktarlar çerçevesinde sözleşme niteliği kazanırlar.

(5) Ticari işlem onaylarının gecikmesi durumunda, Piyasa İşletmecisi, gerekli görmesi halinde, piyasa katılımcılarına duyurmak şartıyla, ticari işlem onayları ve itirazlar için farklı kurallar belirleyebilir.

Gün öncesi piyasası sonuçlarının sistem işletmecisine bildirilmesi

MADDE 64 – (1) Ticari işlem onayından sonra, Piyasa İşletmecisi, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen zaman çizelgesi dahilinde, ticari işlem onayları tamamlanmış gün öncesi piyasası sonuçlarını, Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen formatta Sistem İşletmecisine sunar.

PYS arıza prosedürleri

MADDE 65 – (1) Piyasa İşletmecisinin piyasa faaliyetlerinin yürütülmesinde kullandığı bilgisayar, yazılım ya da diğer teknolojik altyapılarda işlemlerin sağlıklı bir şekilde sürdürülmesini önleyecek nitelikte problemler oluşması veya Piyasa İşletmecisinin kullandığı iletişim hatlarının kesilmesi durumunda PYS arıza prosedürleri uygulanır.

(2) PYS’nin beklenmedik şekilde arızalanması durumunda, Piyasa İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Piyasa İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 66 ncı maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisinin PYS’nın arızalanması ve ilgili günün başlamasından önce gün öncesi piyasası işlemlerini tamamlayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Piyasa İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait ticari işlem onaylarında yer alan değerler, arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Piyasa İşletmecisi tarafından gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.

(3) Piyasa İşletmecisi ve gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.

(4) Piyasa İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi sorumlu tutulamaz.

Gün öncesi piyasası kapsamındaki bildirimler

MADDE 66 – (1) Gün öncesi piyasası kapsamında,

a) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen teklif bölgelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,

b) Sistem İşletmecisi tarafından belirlenen, gün öncesi piyasası için kullanılabilecek iletim kapasitelerinin Piyasa İşletmecisine ve ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,

c) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi piyasası tekliflerinin Piyasa İşletmecisine bildirilmesi,

ç) gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından bildirilmiş olan gün öncesi piyasası tekliflerinin teyit ya da reddine ilişkin bilginin ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,

d) teklif bölgeleri için belirlenmiş gün öncesi fiyatlarının piyasa katılımcılarına duyurulması,

e) Piyasa İşletmecisi tarafından ticari işlem onaylarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,

f) ticari işlem onaylarına gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından yapılan itirazların Piyasa İşletmecisine ve sonuçlarının Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,

g) gün öncesi piyasası sonuçlarına ilişkin Piyasa İşletmecisi tarafından Sistem İşletmecisine yapılan bildirimler,

ğ) yukarıda belirtilenler dışında Piyasa ve Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,

h) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Piyasa ve/veya Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler

PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.

(2) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, Piyasa veya Sistem İşletmecisi tarafından daha sonra mümkün olan en kısa sürede PYS’ye aktarılır.

BEŞİNCİ KISIM

Dengeleme Güç Piyasasına İlişkin Hükümler

BİRİNCİ BÖLÜM

Dengeleme Güç Piyasası

Dengeleme güç piyasasının işleyişine ilişkin genel esaslar

MADDE 67 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin işlemler aşağıdaki genel esaslar çerçevesinde yürütülür;

a) Dengeleme güç piyasası teklifleri günlük olarak, saatlik bazda verilir. Her bir gün, 00:00’dan başlayıp, ertesi gün 00:00’da sona eren saatlik zaman dilimlerinden oluşur,

b) Dengeleme güç piyasasına sunulan tüm teklifler belli bir dengeleme birimi, belli bir teklif bölgesi, belli bir gün ve o gün içindeki belli bir zaman dilimi için geçerlidir,

c) Dengeleme güç piyasasına sunulan tekliflerde, sunulan teklifin yapısı ile uyumlu olacak şekilde, ilgili dengeleme birimine ait teknik olarak gerçekleştirebilecek tüm kapasitenin teklif edilmesi esastır. Dengeleme güç piyasasına teklif verme aşamasından önce Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği kapsamında sağlanması zorunlu olan primer frekans kontrolü rezerv miktarına karşılık gelen kapasite bu kapasitenin haricindedir. Hidrolik üretim tesisleri teklif edebilecekleri kapasiteyi belirlerken su kullanımı ve rezerv yönetimine ilişkin kısıtları dikkate alabilirler,

ç) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatların başlangıç ve bitiş zamanları arasında sabit seviyeli arz ya da talebe karşılık geldiği varsayılır,

d) Dengeleme güç piyasasında kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri ilgili piyasa katılımcısı için fiziksel elektrik arzı ya da talebi yükümlülüğü doğurur,

e) Dengeleme güç piyasası talimatları Dengeleme Güç Piyasasının kapsamında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının ve yük alma yük atma teklif bildiriminin sona ermesinden itibaren ilgili günün sonuna kadar herhangi bir anda verilebilir,

f) Dengeleme güç piyasasında sonuçlandırılan her bir işlem, ilgili talimat süresince, aktif elektrik enerjisinin uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktasında teslim edilmesi suretiyle gerçekleştirilir.

Dengeleme güç piyasası süreci

MADDE 68 – (1) Dengeleme güç piyasasına ilişkin süreç, her gün saat 14:00 itibariyle gün öncesi dengelemenin tamamlanması ile başlar ve aşağıda belirtilen adımlar çerçevesinde günlük olarak yürütülür;

a) Her gün saat 16:00’a kadar, dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısı, kendi adına kayıtlı üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içeren kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarını ve dengeleme güç piyasasına ilişkin yük alma, yük atma tekliflerini PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirir.

b) Her gün saat 17:00’a kadar, Sistem İşletmecisi yapılan kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı bildirimlerini ve yük alma, yük atma tekliflerini kontrol ederek bildirimlerde maddi hata olup olmadığını tespit eder. Sistem İşletmecisi hatalı bildirimlere ilişkin ilgili piyasa katılımcısı ile bağlantıya geçerek saat 17:00’a kadar gerekli düzeltmelerin yapılmasını sağlar.

c) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi ve her bir saat için fiyat sırasına dizilir.

ç) Her gün saat 17:00’den itibaren, ilgili güne ilişkin sistemde meydana gelen veya geleceği öngörülebilen enerji açığı ya da fazlasının giderilmesi, sistem kısıtlarının giderilmesi ve/veya yan hizmet sağlanmasına ilişkin kapasite oluşturulması amacıyla Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma teklifleri değerlendirilerek uygun bulunan tekliflere ilişkin talimatlar ilgili piyasa katılımcılarına bildirilir. Talimatların sona ermesi ile ilgili bildirimler ilgili piyasa katılımcılarına yapılır.

d) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan talimatlar, dengeleme amaçlı talimatlar için 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 kodu ile etiketlenir.

e) Her bir saate ilişkin dengeleme güç piyasasında belirlenen sistem marjinal fiyatları, Sistem İşletmecisi tarafından ilgili saati takip eden iki saat içinde belirlenerek piyasa katılımcılarına duyurulur.

Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programlarının bildirilmesi

MADDE 69 – (1) Her bir piyasa katılımcısının, denge sorumluluğuna ilişkin yükümlülüklerine ve gün öncesi dengeleme sonucuna bağlı olarak bir sonraki gün için saatlik olarak gerçekleştirmesi öngörülen üretim ya da tüketim değerlerine ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve emreamade kapasiteleri hergün saat 16:00’a kadar Sistem İşletmecisine bildirilir.

(2) Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı piyasa katılımcısı adına kayıtlı, üretim ve tüketim tesisi niteliğindeki tüm dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için saatlik üretim ya da tüketim değerlerini içerir. Kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları dengeleme birimleri ve dengeleme birimi olmayan üretim tesisi niteliğindeki uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimleri için, dengeleme birimi bazında ayrı ayrı bildirilir.

(3) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme biriminin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programının birbirini takip eden 2 saat için farkının 200 MWh ve üzerinde olması durumunda, ikinci saate ilişkin kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı, Sistem İşletmecisine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında detaylandırılmış olarak verilir. Bu durumdaki dengeleme birimleri için bir saatlik kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı yerine 15 dakikalık zaman dilimleri bazında kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programı verilir.

(4) Maddi hatalara karşı Sistem İşletmecisi tarafından kontrol edilen kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programları ve yük alma, yük atma teklifleri 17:00’a kadar teyit edilir.

(5) Piyasa katılımcılarının ilgili üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini, Sistem İşletmecisi tarafından herhangi bir talimat verilmediği sürece, KGÜP’lerinde belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Üretim/tüketim tesislerinin üretim/tüketimlerini KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun olarak gerçekleştirip gerçekleştirmedikleri, dengeleme birimi olan üretim tesisleri için MYTM, diğer üretim tesisleri için ilgili BYTM’ler tarafından takip edilir.

(6) Üretim ya da tüketimlerini, KGÜP’lerine ve Sistem İşletmecisi tarafından verilen talimatlara uygun gerçekleştirmediği tespit edilen piyasa katılımcılarına, Sistem İşletmecisi, bu tür ihlallerin tekrarlanmasını engellemek için yazılı uyarıda bulunur. Piyasa katılımcısı tarafından ihlalin tekrar ettirilmesi halinde Sistem İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.

(7) Kurum raporu inceleyerek ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 11 inci Maddesi uyarınca yaptırım uygular.

Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma ve yük atma tekliflerinin yapısı ve içeriği

MADDE 70 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında, bir gün sonrası için geçerli olmak üzere azami yük alma ve yük atma hızları dikkate alınarak 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri üretim/tüketim artış ya da azalmalarına ilişkin saatlik yük alma ve yük atma tekliflerini, teklif fiyatlarını ve teklif miktarlarını içerecek şekilde, her bir teklif bölgesi ve ilgili günün her saati için, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirirler.

(2) Saatlik yük alma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim artış ya da tüketim azalmasının MW cinsinden miktarını ve bu artış için talep ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(3) Saatlik yük atma teklifleri, dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcısının, ilgili günün her bir saati için ilgili dengeleme biriminin, ilk seviye için kesinleşmiş gün öncesi üretim/tüketim programına, diğer seviyeler için bir önceki seviyede belirtilmiş olan üretim ya da tüketime göre, azami 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği üretim azalması ya da tüketim artışının MW cinsinden miktarını ve bu üretim azalması ya da tüketim artışı için ödemeyi teklif ettiği birim fiyatı (TL/MWh) içerir.

(4) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki piyasa katılımcıları yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak üzere 15 miktar seviyesinde yük alma ve yük atma teklifi bildirebilirler. Hidroelektrik santraller hariç olmak üzere, saatlik yük alma ve yük atma teklif miktarlarına ilişkin fiyatlar yük alma ve yük atma yönünde ayrı ayrı olmak ve tüm miktar seviyeleri için tek bir fiyat olmak üzere piyasa katılımcısı tarafından bildirilir. Hidroelektrik santraller her bir miktar seviyesi için ayrı teklif fiyatı bildirebilirler. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif fiyatlarının aşağıdaki şartları taşıması esastır;

a) Tüm teklif fiyatları en az sıfıra eşit ya da sıfırdan büyüktür, yüzde birlik hassasiyete sahiptir ve Türkiye’nin resmi para birimindedir.

b) Tüm yük alma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan gün öncesi fiyatından büyük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.

c) Tüm yük atma teklif fiyatları ilgili teklif bölgesi için ilgili saatte belirlenmiş olan gün öncesi fiyatından küçük ya da eşit olacak şekilde belirlenir.

ç) Tüm yük alma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı, bir önceki teklif seviyesinin fiyatından yüksek ya da eşit olacak şekilde bildirilir.

d) Tüm yük atma teklifleri, bir sonraki teklif seviyesinin fiyatı bir önceki teklif seviyesinin fiyatından düşük ya da eşit olacak şekilde bildirilir.

(5) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimi için bir saate ilişkin yük alma ve yük atma teklif miktarlarının toplamının, talimatın ilgili dengeleme birimine ulaştıktan sonraki 15 dakika içinde gerçekleştirebileceği çıkış gücü ya da tüketim değişimi dikkate alınarak belirlenmesi esastır. Herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük alma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Aynı şekilde, herhangi bir saat için dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme birimine ilişkin yük atma yönünde sunulan tüm tekliflerin ilgili dengeleme birimi tarafından azami 15 dakikalık süre içinde yerine getirilebilir olması esastır. Bir teklif bildiriminin geçerli olabilmesi için, teklif sahibinin, yaptığı teklifin azami 15 dakika içerisinde yerine getirilebilir olması için gerekli kapasiteyi hazır bulundurması gereklidir. Yük alma ve yük atma teklif miktarları için asgari miktar 10 MW’tır. Gerekli görmesi durumunda, Sistem İşletmecisi en az 1 ay öncesinden piyasa katılımcılarına bildirmek koşuluyla teklifler için farklı asgari sınır belirleyebilir. Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif miktarları 1 MW ve katları cinsinden ifade edilir.

(6) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma tekliflerinde, katılımcıların, yük alma ve yük atma yönünde dengeleme güç piyasasında yer alan dengeleme birimlerine ilişkin azami 15 dakika içinde gerçekleştirebilecekleri kapasiteyi teklif etmeleri esastır.

(7) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının, dengeleme güç piyasası kapsamında verilen yük alma ve yük atma teklifleri ile birlikte, dengeleme birimlerine ilişkin emreamade kapasiteyi Sistem İşletmecisine bildirmeleri esastır.

Yük alma ve yük atma tekliflerinin bildirilmesi

MADDE 71 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları tarafından, bir sonraki güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında belirlenen yük alma, yük atma teklifleri her gün saat 16:00’a kadar, PYS aracılığıyla Sistem İşletmecisine bildirilirler. Yük alma ve yük atma tekliflerinin belirtilen zamana kadar, 77 nci maddede belirtildiği şekilde, mevcut olan tüm iletişim imkanlarının kullanılarak Sistem İşletmecisine bildirilmesi zorunludur.

(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında sunulan yük alma, yük atma tekliflerinin miktarları, en fazla geçerli olduğu saatten 1 saat öncesine kadar değiştirilebilir, ancak bu değişiklik teklifin Sistem İşletmecisine teklif değişikliğine sebep olan teknik gereklilik ile ilgili bilgi verilmesi ve Sistem İşletmecisinin teklif değişikliğine izin vermesi ile gerçekleştirilebilir. Teklif değişikliğine ilişkin teknik sebepler, en fazla 2 iş günü içinde Sistem İşletmecisine yazılı olarak bildirilir.

Yük alma ve yük atma tekliflerinin değerlendirilmesi

MADDE 72 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında her bir teklif bölgesi bazında sunulan yük alma, yük atma teklifleri her bir saat için fiyat sırasına göre dizilir. Fiyat sırasına dizilen yük alma, yük atma teklifleri;

a) iletim sistemi kısıtları,

b) dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimlerine ilişkin teknik kısıtlar,

c) arz güvenilirliği ve arz kalitesine ilişkin kriterler,

dikkate alınarak, işletme güvenliği ve sistem bütünlüğü sağlanacak ve dengeleme maliyetleri en aza indirilecek şekilde değerlendirilir.

(2) Bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen kısıtlar sebebiyle verilen yük alma, yük atma talimat miktarları, Sistem İşletmecisi tarafından yayımlanır.

Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları

MADDE 73 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında oluşturulan yük alma, yük atma talimatları ilgili dengeleme biriminin talimatın verilmesinden ya da talimatın başlangıç zamanından itibaren azami 15 dakikalık süre içinde gerçekleştirmesi gereken çıkış gücü değişimini belirtir.

(2) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki talimatlar, talimatın bildirilmesi ya da talimat başlangıç zamanının gelmesi ile yerine getirilmeye başlanır ve Sistem İşletmecisi tarafından yapılan bir bildirim ile sona erdirilir. Aksi bildirilmedikçe, bir güne ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında bildirilen tüm talimatlar ilgili günün bitiminde sona erer.

(3) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatların gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da bildirilmesi esastır.

(4) Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının ilgili dengeleme birimlerine ilişkin üretimlerini talimatta belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır. Sistem İşletmecisi tarafından kabul edilebilir geçerli bir sebep olmaksızın, kendisine bildirimi yapılan talimatları, talimatında belirtilen şekilde yerine getirmeyen ilgili piyasa katılımcılarına Sistem İşletmecisi, bu tür ihlallerin ortadan kaldırılması için yazılı uyarıda bulunur. İlgili piyasa katılımcısı tarafından bu tür ihlallerin devam ettirilmesi halinde Sistem İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.

(5) Kurum raporu inceleyerek ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 11 inci Maddesi uyarınca yaptırım uygular.

Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar

MADDE 74 – (1) Uzlaştırmaya esas olmak üzere sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen yük alma ve yük atma talimatları, ilgili mevzuat gereğince Sistem İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen diğer faaliyetler kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatlarından ayrı olarak değerlendirilir. Sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen talimatların etiket değeri 0, sistem kısıtlarının giderilmesi amaçlı talimatlar için 1, yan hizmetler kapsamında verilen talimatlar için 2 olarak Sistem İşletmecisi tarafından belirlenir. Bir talimatın, birden fazla amaçla da ilişkili olması durumunda, talimata, Sistem İşletmecisi tarafından en çok ilişkili olduğu sebeple ilgili talimat etiket değeri verilir.

Acil durum ve mücbir sebep hallerinde teklif kabulü ve talimatlar

MADDE 75 – (1) Sistem İşletmecisi, acil durumlarda ya da mücbir sebep hallerinde iletim sisteminin işletme güvenliğini korumak için dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına ilgili üretim tesislerinin sağlayabilecekleri azami kapasiteleri çerçevesinde acil durum talimatı verir. Acil durum talimatları, ilgili dengeleme birimi için bir teklif kabulü olarak değerlendirilir. Acil durum talimatlarında, talimatın ilgili dengeleme birimine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamında sunulmuş olan teklifler ile uyumlu olması şartı aranmaz. Acil durum talimatları, dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatları ile aynı yapıdadır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarının acil durum talimatını yerine getirmeleri esastır. Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları, acil durum talimatını yerine getiremeyeceklerinin ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisini, sebepleri ile birlikte derhal haberdar eder.

(2) Sistem İşletmecisi dengeleme birimi olmayan üretim tesislerine de acil durum talimatı verebilir ve söz konusu acil durum talimatları neticesinde gerçekleştirilen üretim artışı ya da azalması, enerji açık ve/veya fazlasının içerisinde değerlendirilir.

Dengeleme güç piyasasına ilişkin PYS arıza prosedürleri

MADDE 76 – (1) 65 inci madde kapsamında ele alınan PYS’nin arızalanmasına ilişkin durumun dengeleme güç piyasasını da etkilemesi ve Sistem İşletmecisinin bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda tamamlaması gereken süreçleri belirlenmiş olan süre zarfında tamamlayamayacağının ortaya çıkması durumunda Sistem İşletmecisi, süreçlerin tamamlanabilmesi için yeni süreler belirler. Bu Yönetmelik hükümleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi gereken bildirimler 77 nci maddede belirtilen alternatif kanallar kullanılarak gerçekleştirilir. PYS’nin arızalanması ve Sistem İşletmecisinin ilgili günün başlamasından önce dengeleme güç piyasasına ilişkin teklifleri toplayamaması durumunda, piyasa katılımcılarının bu durumun başlamasından bir önceki gün ya da Sistem İşletmecisi tarafından duyurulacak benzer bir güne ait KGÜP değerleri, yük alma, yük atma teklifleri ve ilgili güne ilişkin varsa gün öncesi piyasası fiyatları ya da benzer güne ilişkin gün öncesi piyasası fiyatları arıza durumunun devam ettiği sürece, saatlik olarak kullanılır. Piyasa katılımcılarının, Sistem İşletmecisi tarafından duyurulan değerleri gerçekleştirmelerinin teknik olarak mümkün olmaması durumunda, Sistem İşletmecisi durum hakkında bilgilendirilir. PYS arıza prosedürlerinin sona erme zamanı Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına duyurulur.

(2) Sistem İşletmecisi ve dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcıları PYS arıza prosedürlerinin geçerli olduğu durumlarda derhal ulaşılabilecek en az bir kişiyi belirlemek, ilgili telefon ve faks numaralarını karşı tarafa sağlamak ve iletişim bilgileri değiştiğinde karşı tarafı bilgilendirmekle yükümlüdürler.

(3) Sistem İşletmecisi PYS’nin arızalanmaması için gerekli önlemleri almakla yükümlüdür. PYS arıza prosedürlerinin yürütülmesi sonucunda ortaya çıkan ilave maliyetlerden ve zararlardan Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi sorumlu tutulamaz.

İKİNCİ BÖLÜM

Bildirimler ve Sistem İşletmecisi Tarafından Uzlaştırma için Sağlanacak Bilgiler

Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bildirimler

MADDE 77 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında,

a) piyasa katılımcıları tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarının ve yük alma, yük atma tekliflerinin Sistem İşletmecisine bildirilmesi,

b) Sistem İşletmecisi tarafından gün öncesi üretim/tüketim programlarında ya da yük alma, yük atma tekliflerinde tespit edilen hatalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan bildirimler,

c) Sistem İşletmecisi tarafından dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma, yük atma talimatlarının ilgili piyasa katılımcılarına bildirilmesi,

ç) yukarıda belirtilenler dışında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına yapılacak olan tüm bildirimler, yayımlanacak olan tüm bilgiler ve yapılacak olan tüm duyurular,

d) yukarıda belirtilenler dışında ilgili piyasa katılımcıları tarafından Sistem İşletmecisine yapılacak olan tüm bildirimler,

PYS aracılığıyla gerçekleştirilir.

(2) Dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatlar ilgili katılımcılara öncelikle PYS aracılığıyla bildirilir. PYS aracılığıyla bildirilen talimatlar gerekli görülmesi durumunda ayrıca telefon aracılığıyla da teyit edilebilir.

(3) Piyasa katılımcıları PYS’ye erişim sağlayabilmek için gerekli önlemleri almakla yükümlüdürler. Ancak, PYS’nin işler halde olmaması durumunda bildirimler sırasıyla faks ve telefon aracılığıyla gerçekleştirilebilir. Faks ve telefon yolu ile yapılan bildirimler, Sistem İşletmecisi tarafından PYS’ye aktarılır.

Talimat mutabakatları

MADDE 78 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamında Sistem İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcılarına gönderilen talimatlara ilişkin olarak, her günün bitimini takip eden iki gün içerisinde taraflar arasında mutabakat sağlanır.

(2) Talimat mutabakatları için, PYS üzerinden yapılan talimat bildirimlerinde PYS kayıtları esas alınır. İlgili talimat bildiriminin, bu Yönetmeliğin 77 nci maddesi hükümleri doğrultusunda diğer iletişim kanalları da kullanılarak yapılmış olması durumunda kullanılan iletişim kanallarına ilişkin kayıtlara da başvurulur. Sistem İşletmecisi ile ilgili piyasa katılımcısı arasında uyuşmazlık çıkması durumunda MYTM’deki ses kayıt sisteminde bulunan ses kayıtları geçerlidir.

(3) Mutabakat süresinin sona ermesi sonrasında talimatlara ilişkin herhangi bir değişiklik yapılamaz.

Sistem İşletmecisi tarafından uzlaştırma için sağlanacak bilgiler

MADDE 79 – (1) Sistem İşletmecisi, uzlaştırma için dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi bazında, söz konusu bildirim zamanı içerisindeki her bir saate ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamında verilmiş ve mutabakat sağlanmış olan yük alma ve yük atma talimatlarını, bu talimatların etiket değerlerini, 1 etiket değerine sahip talimatlara ilişkin teklif fiyatlarını ve Sistem İşletmecisi tarafından hesaplanan dengeleme güç piyasası kapsamındaki sistem marjinal fiyatlarını Piyasa İşletmecisine iletir.

ALTINCI KISIM

Uzlaştırmaya İlişkin Hükümler

BİRİNCİ BÖLÜM

Kayıplara İlişkin Hususlar

Uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları

MADDE 80 – (1) Uzlaştırma hesaplamalarında, piyasa katılımcılarının elektrik enerjisini ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin iletim sistemi kaybına sahip, çekiş ya da ihracat yapılan bir iletim sistemi bağlantı noktasında satın aldığı ve/veya sattığı kabul edilir. Uzlaştırma hesaplamaları için esas alınan alış–satış noktası, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası olarak adlandırılır.

(2) Kayıtlı sayaçlar tarafından ölçülen veriş-çekiş miktarları ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda aşağıdaki ana esaslar çerçevesinde ilgili kayıp katsayıları uygulanmak suretiyle uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarına dönüştürülür:

a) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir indirici ya da yükseltici transformatör olması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları tablosu dikkate alınarak belirlenen ve ilgili transformatör kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir transformatör kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak transformatörlerin belirlenmesinde, uygulanmakta olan dağıtım ve iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu transformatöre ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.

b) Sayaç ile itibari bağlantı noktası arasında sistem kayıplarının hesaplanmasında dikkate alınmamış olan bir hat bulunması halinde, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanmasında, söz konusu sayaçların kayıt edilmesi esnasında kayıp katsayıları tablosu dikkate alınarak belirlenen ve ilgili hat kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarını indirgeyen veya ölçülen çekiş miktarını yükselten bir hat kaybı katsayısı uygulanır. Bu kapsamda kayıp uygulanacak hatların belirlenmesinde, uygulanmakta olan dağıtım ve iletim sistemi kayıp katsayısı hesaplamalarında dikkate alınan şebeke sınırları içerisine söz konusu hatta ait kayıpların dahil edilmemiş olması esastır.

c) Uzlaştırma hesaplamalarında, iletim sistemine bağlı üretim ve dağıtım tesislerinin iletim sistemine verdikleri ve/veya ithalat yapılan bağlantı noktasından sisteme verilen elektrik enerjisi, uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, ilgili uzlaştırma dönemine ilişkin iletim sistemi kaybı yansıtılarak indirgenir.

ç) Dağıtım sistemine bağlı üretim tesislerinin uzlaştırmaya esas veriş miktarlarının hesaplanmasında, kayıp katsayıları tablosunda belirtilen ve dağıtım sistemi kaybını yansıtmak üzere ölçülen veriş miktarına dağıtım sistemi kayıp katsayısı uygulanmaz.

d) Dağıtım sistemine bağlı tüketim birimlerinin uzlaştırmaya esas çekiş miktarlarının hesaplanmasında, kayıp katsayıları tablosunda belirtilen ve dağıtım sistemi kaybını yansıtmak üzere ölçülen çekiş miktarını yükselten bir dağıtım sistemi kayıp katsayısı uygulanır. Bir piyasa katılımcısının kendi adına kayıtlı üretim ve tüketim tesislerinin aynı bara üzerinde bulunması ve aynı bara üzerindeki her bir üretim ve tüketim tesisinin ayrı ayrı ölçülüyor olması durumunda, dağıtım sistemi kaybı ilgili piyasa katılımcısının dağıtım sisteminden net çekiş değerine uygulanır.

İKİNCİ BÖLÜM

Veriş-Çekiş Değerlerinin Okunması, Toplanması, Doğrulanması ve Düzeltilmesi

Veriş-çekiş değerlerinin okunması ve toplanması

MADDE 81 – (1) Piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlar, OSOS kapsamında tanımlı olan periyotlarda TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından OSOS vasıtasıyla okunur ve okunan değerler elektronik olarak PYS’ye aktarılır.

(2) PYS’ye veri aktarımında kullanılacak olan elektronik veri aktarım biçimi Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulur.

(3) Uzlaştırma kapsamında okunması gereken sayaçların listesi, yeni kayıtlar ve kayıtların güncellenmesine bağlı olarak, Piyasa İşletmecisi tarafından fatura dönemi bazında PYS aracılığı ile güncellenir.

(4) Uzlaştırma kapsamındaki sayaç üzerinden, ilgili fatura döneminin her bir uzlaştırma dönemine ait:

a) kWh olarak sistemden çekilen aktif elektrik enerjisi,

b) kWh olarak sisteme verilen aktif elektrik enerjisi

değerleri okunur.

(5) OSOS’nin kurulu olmaması durumunda:

a) TEİAŞ’ın ilgili birimleri ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, sayaç okumalarını belirtilen süre içerisinde bitirebilmek için hangi sayacın hangi tarihte ve hangi saatte okunacağına dair bir okuma planlaması yapar ve söz konusu planları ilgili piyasa katılımcılarına bildirir.

b) TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından; piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlar, fatura döneminin bitişini takip eden ilk 4 gün içerisinde ilgili piyasa katılımcısının yetkilisinin de iştirakiyle okunur, okuma tutanağı tarafların temsilcileri tarafından müştereken hazırlanır ve imza altına alınır ve okunan değerler Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik posta vasıtasıyla bildirilir.

c) Piyasa katılımcısının yetkilisinin veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ve/veya TEİAŞ yetkilisinin sayaç okuma işlemine zamanında katılmaması durumunda, hazır bulunan diğer taraf temsilcisi ya da temsilcileri tarafından sayaç okunur ve okuma tutanağı hazırlanır. Hazır bulunanlarca imzalanan tutanak, her fatura döneminin bitişini takip eden ilk 4 gün içerisinde yazılı ve elektronik ortamda sayaç okuma işlemine katılmayan tarafa gönderilir. İlgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ve/veya TEİAŞ, okumakla sorumlu oldukları sayaçlara ait sayaç değerlerini Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik posta vasıtasıyla bildirir.

ç) Sayaç okuma işlemine, ilan edilen zaman dilimi içerisinde ilgili tarafların hiçbirinin katılmaması ve/veya hazır bulunanlarca imzalanan tutanaktaki değerlerin fatura döneminin bitişini takip eden 4 üncü gününe kadar Piyasa İşletmecisine elektronik ortamda gönderilmemesi durumunda ve/veya gönderilen okuma tutanağında herhangi bir uzlaştırma dönemine ilişkin değerlerin eksik olması halinde, bir önceki fatura döneminin ilgili uzlaştırma dönemlerine ait veriş-çekiş değerleri ilgili fatura dönemi için esas alınır.

(6) OSOS kapsamında ve elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilen ve PYS’ye aktarılan sayaç değerleri, faturaya esas resmi değerler olarak kabul edilir.

Veriş-çekiş değerlerinin doğrulanması veya düzeltilmesi

MADDE 82 – (1) Tarafların itirazlarına ya da düzeltmelerine olanak tanımak amacıyla, uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerleri, PYS aracılığı ile ilan edilir.

(2) Fatura döneminin bitişini takip eden ilk 10 gün içerisinde, PYS aracılığıyla ilan edilen değerlere taraflardan hiçbirinin yazılı olarak itiraz etmemesi halinde, PYS’deki değerler; TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden yazılı ve elektronik ortamda bir düzeltme gelmesi halinde ise, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiden gelen düzeltme tutanağında yer alan düzeltilmiş veriş-çekiş değerleri, ilgili fatura dönemi için geçerli olur.

(3) Piyasa katılımcısının düzeltme talebi olması halinde, TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiye başvuruda bulunarak, mutabık kalınması ve mutabık kalınan değerin TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından elektronik ortamda Piyasa İşletmecisine gönderilmesi esastır.

(4) Fatura döneminin bitişini takip eden 10 uncu günden sonra uzlaştırmaya esas veriş-çekiş değerlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisine gönderilen düzeltilmiş değerler, söz konusu aya ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmaz.

Okunan sayaç değerlerinin uzlaştırma dönemi bazında olmaması durumu

MADDE 83 – (1) Uzlaştırma kapsamındaki sayaçlardan uzlaştırma dönemi bazında ölçüm yapılamaması durumunda, uzlaştırma dönemi bazındaki değerler, okunan sayaç değerlerine profiller uygulanarak TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından hesaplanır. Profil uygulamasına ilişkin usul ve esaslar Kurum tarafından hazırlanır ve Kurul tarafından onaylanarak yürürlüğe girer. Uzlaştırma dönemi bazında hesaplanan değerler 81 inci ve 82 nci madde hükümleri doğrultusunda Piyasa İşletmecisine ulaştırılır.

ÜÇÜNCÜ BÖLÜM

Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Miktarlarının ve İletim Sistemi

Kayıp Katsayısının Hesaplanması

Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması

MADDE 84 – (1) Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimine ait veriş-çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(1a)

(1b)

(2) Bu formülde geçen;

UEVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),

İSVMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),

İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,

UEÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),

İSÇMb,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),

g “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri

ifade eder.

Uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimlerinin iletim sistemine veriş-çekiş miktarlarının hesaplanması

MADDE 85 – (1) Bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin saatlik olarak iletim sistemine veriş ve iletim sisteminden çekiş miktarları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(2a)

(2b)

(2) Bu formüllerde geçen;

İSVMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),

SVDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ölçülen veriş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sisteme Veriş Değerini (MWh),

TKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Transformatör Kayıp Katsayısını,

HKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Hat Kayıp Katsayısını,

DKKb,s “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan Dağıtım Kayıp Katsayısını,

x “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını,

k “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacına uygulanan 0 ya da 1 değerleri olan katsayıyı,

İSÇMb,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),

SÇDb,s,u “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonu tanımında yer alan “s” sayacının, ilgili sayacın iletim sisteminde yer alması durumunda ölçülen çekiş değerini, ilgili sayacın dağıtım sisteminde yer alması durumunda dağıtım sisteminden net çekiş değerini gösteren “u” uzlaştırma dönemine ait Sistemden Çekiş Değerini (MWh)

ifade eder.

İletim sistemi kayıp katsayısının hesaplanması

MADDE 86 – (1) Her bir uzlaştırma dönemi için uygulanacak İletim Sistemi Kayıp Katsayısı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(3)

(2) Bu formülde geçen;

İSKKu “u” uzlaştırma dönemine ait hesaplanan İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,

İSVMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemine Veriş Miktarını (MWh),

İSÇMs,u 85 inci madde uyarınca hesaplanan, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan “s” sayacının “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sisteminden Çekiş Miktarını (MWh),

n “u” uzlaştırma döneminde, iletim sistemi konfigürasyonunda yer alan sayaç sayısını

ifade eder.

DÖRDÜNCÜ BÖLÜM

Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimleri

Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerine ilişkin kurallar

MADDE 87 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, her ikisi de kayıtlı piyasa katılımcısı olan ve biri alıcı diğeri satıcı konumundaki lisans sahibi iki tüzel kişi tarafından ortaklaşa yapılır.

(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı; piyasa katılımcılarının düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaşmalar vasıtasıyla belli bir uzlaştırma dönemi bazında aynı teklif bölgesine ilişkin almayı ya da satmayı, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri kapsamında Piyasa İşletmecisine bildirdiği elektrik enerjisi miktarıdır. Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları, uzlaştırmaya esas elektrik enerjisi teslim noktası bazındadır.

Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi

MADDE 88 – (1) Herhangi bir günde yer alan bir uzlaştırma dönemine ilişkin uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar, piyasa katılımcısı tarafından, PYS aracılığıyla Piyasa İşletmecisine bildirilir.

(2) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi;

a) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için alıcı olan piyasa katılımcısı,

b) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi için satıcı olan piyasa katılımcısı,

c) Her bir uzlaştırma dönemi için, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarı (MWh),

ç) İkili anlaşmanın geçerli olduğu teklif bölgesi

bilgilerini içerir.

(3) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin, bildirime taraf olan her iki piyasa katılımcısı tarafından ortak olarak yapılması esastır. Tek bir piyasa katılımcısı tarafından yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi geçerli sayılmaz.

(4) Bildirimin, ilgili günden sonra geçerliliğinin devam edecek olması durumunda, bildirimin hangi günler için geçerli olacağı bildirilir.

(5) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin kabul edilebilmesi için, piyasa katılımcısının dahil olduğu dengeden sorumlu tarafın Piyasa İşletmecisine vermiş olduğu teminatların toplam miktarının, bildirimi yapılmakta olan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma dahil olmak üzere, satıcı konumunda olan piyasa katılımcısının dahil olduğu dengeden sorumlu tarafa ilişkin toplam riske maruz değeri karşılayacak seviyede olması gereklidir.

(6) Piyasa katılımcıları tarafından PYS aracılığıyla yapılan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri faturaya esas resmi değerler olarak kabul edilir.

Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerinin değiştirilmesi

MADDE 89 – (1) Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, en geç, ilgili günün bir gün öncesinde saat 16:00’a kadar değiştirilebilir.

BEŞİNCİ BÖLÜM

Uzlaştırma İşlemlerine İlişkin Genel Hükümler

Fatura dönemi

MADDE 90 – (1) Fatura dönemi, bir takvim ayının ilk günü saat 00:00’da başlayıp, aynı ayın son günü saat 24:00’da biten süreyi ifade eder.

Uzlaştırma dönemleri

MADDE 91 – (1) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir saat bir uzlaştırma dönemini oluşturur.

ALTINCI BÖLÜM

Gün Öncesi Dengeleme Faaliyetlerinin Uzlaştırılması

Gün öncesi dengeleme faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri

MADDE 92 – (1) Gün öncesi dengeleme faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;

a) Gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri,

b) Gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme faaliyetleri ve gün öncesinden öngörülen dengesizliklerinin giderilmesi kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ait gerçekleştirmiş oldukları enerji satış ya da enerji alış miktarları,

c) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir saate ilişkin, gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin teklifleri dikkate alınarak ve dengeleme maliyetlerini en aza indirme hedefi doğrultusunda PYS’nin ilgili modülü aracılığıyla, her bir teklif bölgesi için hesaplanan gün öncesi fiyatları

dikkate alınır.

(2) Birinci fıkranın;

a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,

b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından

sağlanır.

Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin tutarın hesaplanması

MADDE 93 – (1) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(4)

(2) Bu formülde geçen;

SSTt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),

SSFt,p,u,r 94 üncü madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh),

SSMt,p,u,r Gün öncesi dengeleme sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Satış Miktarını (MWh),

n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait sisteme enerji satışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,

m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını

ifade eder.

Sistem satış fiyatlarının belirlenmesi

MADDE 94 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi dengeleme kapsamında sunmuş olduğu tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem satışlarında uygulanacak sistem satış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:

SSTFt,p,u,r ≤ SGÖFt,u ise SSFt,p,u,r = SGÖFt,u (5a)

SSTFt,p,u,r > SGÖFt,u ise SSFt,p,u,r = SSTFt,p,u,r (5b)

(2) Bu formüllerde geçen;

SSTFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem Satış Teklif Fiyatını (TL/MWh),

SGÖFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh),

SSFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh)

ifade eder.

Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin tutarın hesaplanması

MADDE 95 – (1) Gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin olarak, teklif bölgesi bazında, bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(6)

(2) Bu formülde geçen;

SATt,p, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),

SAFt,p,u,r 96 ncı madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh),

SAMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Alış Miktarını (MWh),

n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait sistemden enerji alışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,

m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını

ifade eder.

Sistem alış fiyatlarının belirlenmesi

MADDE 96 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısının, bir teklif bölgesi için gün öncesi dengeleme kapsamında sunmuş olduğu tekliflere ilişkin gerçekleşen sistem alışlarında uygulanacak sistem alış fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:

SATFt,p,u,r ≥ SGÖFt,u ise SAFt,p,u,r = SGÖFt,u (7a)

SATFt,p,u,r < SGÖFt,u ise SAFt,p,u,r = SATFt,p,u,r (7b)

(2) Bu formüllerde geçen;

SATFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem Alış Teklif Fiyatını (TL/MWh),

SGÖFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemine ait Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh),

SAFt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemine ait geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh)

ifade eder.

Gün öncesi planlama aşamasında gün öncesinden öngörülen dengesizliklerin miktarının hesaplanması

MADDE 97 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi planlamaya katılan her bir piyasa katılımcısının, öngörülen enerji açık ya da fazlası aşağıdaki formüle göre belirlenir:

(2) Bu formülde geçen;

ÖEDMp,u “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için gün öncesinden Öngörülen Enerji Dengesizlik Miktarını (MWh),

GÜPd,u “p” piyasa katılımcısına ait “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için Piyasa İşletmecisine bildirilmiş olan ve sisteme veriş için pozitif, sistemden çekiş için negatif değere sahip gün öncesi üretim/tüketim programını (MWh),

UEİAMp,u 112 nci madde uyarınca hesaplanan, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),

TTp,u Gün öncesi planlama kapsamında Piyasa İşletmecisine bildirilen, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için, ilgili piyasa katılımcısının kendi adına kayıtlı ve dengeleme birimi olmayan tüketim tesisleri vasıtasıyla tüketilmesi öngörülen enerjiye ilişkin Tüketim Tahminini (MWh),

k “p” piyasa katılımcısı adına kayıtlı dengeleme birimi sayısını

ifade eder.

Gün öncesi planlama aşamasında gün öncesinden öngörülen dengesizliklerin giderilmesine ilişkin alacak/borç tutarının hesaplanması

MADDE 98 – (1) Bir fatura dönemi için, uzlaştırma dönemi bazında, gün öncesi planlamaya katılan her bir piyasa katılımcısının, öngörülen enerji açık ya da fazlasının giderilmesi amacıyla gerçekleştirilen enerji alış ya da satışına ilişkin alacak/borç tutarı aşağıdaki formüle göre belirlenir:

(2) Bu formülde geçen;

ÖEDTp “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura dönemi için, gün öncesinden enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı ya da sisteme sattığı enerjiye ilişkin, piyasa katılımcısına, değerin pozitif olması durumunda alacak, negatif olması durumunda borç olarak tahakkuk ettirilecek olan Öngörülen Enerji Dengesizlik Tutarını (TL),

ÖEDMp,u “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için gün öncesinden Öngörülen Enerji Dengesizlik Miktarını (MWh),

SGÖFu “u” uzlaştırma dönemine ait Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh),

m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını

ifade eder.

Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin oluşan gelirin hesaplanması

MADDE 99 – (1) Gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin teklif bölgeleri arasındaki fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından öncelikli olarak fiyat farkına sebep olan iletim kısıtını gidermek için iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek gelir kalemi aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(8)

(2) Bu formülde geçen;

GÖPG Bir fatura dönemi için gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin bölgesel fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından sadece iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek Gün Öncesi Piyasası Geliri (TL),

SATt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),

SSTt,p “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),

n ilgili fatura dönemine ilişkin teklif bölgelerinin sayısını,

m ilgili fatura dönemine ilişkin piyasa katılımcılarının sayısını

ifade eder.

YEDİNCİ BÖLÜM

Dengeleme Güç Piyasası Faaliyetlerinin Uzlaştırılması

Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri

MADDE 100 – (1) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerinin uzlaştırılmasında;

a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, ilgili piyasa katılımcılarının sisteme enerji satışı ya da sistemden enerji alışlarına ilişkin yük alma, yük atma teklifleri,

b) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları,

c) Bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının kabul edilen yük alma, yük atma teklifleri doğrultusunda Sistem İşletmecisi tarafından her bir teklif bölgesi için hesaplanan sistem marjinal fiyatları

dikkate alınır.

(2) Birinci fıkranın;

a) (a) bendinde yer alan veriler piyasa katılımcıları tarafından,

b) (b) ve (c) bentlerinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından

sağlanır.

Uzlaştırma dönemi bazında sistemin yönünün belirlenmesi

MADDE 101 – (1) Uzlaştırma dönemi bazında bir fiyat bölgesine ilişkin sistem yönü aşağıdaki formüllere göre belirlenir:

İlgili uzlaştırma dönemi için (9a)

ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji açığı oluşmuştur.

İlgili uzlaştırma dönemi için (9b)

ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde enerji fazlası oluşmuştur.

İlgili uzlaştırma dönemi için (9c)

ise, ilgili uzlaştırma dönemi için ilgili fiyat bölgesinde sistem dengededir.

(2) Bu formüllerde geçen;

KEYALM0d,u,r 104 üncü madde uyarınca hesaplanan, ilgili fiyat bölgesinin dengelenmesi amacıyla, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin, 0 etiket değerine sahip, Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),

KEYATM0d,u,r 107 nci madde uyarınca hesaplanan, ilgili fiyat bölgesinin dengelenmesi amacıyla, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin 0 etiket değerine sahip, Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),

k “u” uzlaştırma dönemi için, ilgili fiyat bölgesinin dengelenmesi amacıyla, 0 etiket değerine sahip teklifi kabul edilmiş olan dengeleme birimi sayısını,

m “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinin dengelenmesi amacıyla, 0 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük alma teklif sayısını,

n “u” uzlaştırma dönemi için, “d” dengeleme biriminin, ilgili fiyat bölgesinin dengelenmesi amacıyla, 0 etiket değerine sahip kabul edilmiş yük atma teklif sayısını

ifade eder.

Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması

MADDE 102 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(10)

(2) Bu formülde geçen;

KEYALTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),

KEYALMd,u,r 104 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),

YALFd,u,r 103 üncü madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh),

n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,

m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını

ifade eder.

Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin yük alma fiyatlarının belirlenmesi

MADDE 103 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük alma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:

(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumda,

YALTFd,u,r ≤ SMFd,u,t ise YALFd,u,r = SMFd,u,t (11a)

YALTFd,u,r > SMFd,u,t ise YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11b)

(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumlarda,

YALFd,u,r = YALTFd,u,r (11c)

(4) Bu formüllerde geçen;

YALTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Alma Teklif Fiyatını (TL/MWh),

SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, hesaplanan Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),

YALFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Alma Fiyatını (TL/MWh)

ifade eder.

Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük alma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarlarının belirlenmesi

MADDE 104 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük alma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük alma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:

(12)

(2) Bu formülde geçen;

KEYALMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),

YALTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve yerine getirilmiş olan Yük Alma Talimat Miktarını (MW),

İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,

t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,

t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük alma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını,

g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri

ifade eder.

Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin tutarın hesaplanması

MADDE 105 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(13)

(2) Bu formülde geçen;

KEYATTd Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),

KEYATMd,u,r 107 nci madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),

YATFd,u,r 106 ncı madde uyarınca hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh),

n Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,

m ilgili fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemlerinin sayısını

ifade eder.

Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin yük atma fiyatlarının belirlenmesi

MADDE 106 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin olarak uygulanacak yük atma fiyatları aşağıdaki formüle göre belirlenir:

(2) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesinde enerji fazlası olduğu durumda,

YATTFd,u,r ≥ SMFd,u,t ise YATFd,u,r = SMFd,u,t (14a)

YATTFd,u,r < SMFd,u,t ise YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14b)

(3) İlgili dengeleme biriminin yer aldığı fiyat bölgesi dengede olduğu ve/veya fiyat bölgesinde enerji açığı olduğu durumlarda,

YATFd,u,r = YATTFd,u,r (14c)

(4) Bu formüllerde geçen;

YATTFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için Yük Atma Teklif Fiyatını (TL/MWh),

SMFd,u,t Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma döneminde yer aldığı “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan, Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),

YATFd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Yük Atma Fiyatını (TL/MWh)

ifade eder.

Dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilmiş olan yük atma tekliflerine ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarlarının belirlenmesi

MADDE 107 – (1) Bir fatura dönemi için, dengeleme güç piyasası kapsamındaki her bir dengeleme birimine, her bir uzlaştırma dönemi için verilen yük atma talimatlarına ilişkin kabul edilen yük atma teklif miktarları aşağıdaki formüle göre belirlenir:

(15)

(2) Bu formülde geçen;

KEYATMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),

YATTMd,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş ve yerine getirilmiş olan Yük Atma Talimat Miktarını (MW),

İSKKu 86 ncı madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemine ait İletim Sistemi Kayıp Katsayısı,

t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak başlangıç zamanını,

t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifine ilişkin Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan yük atma talimatının saat ve dakika olarak bitiş zamanını

g Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin iletim sistemine bağlı bir üretim tesisi olması durumunda 1, diğer tüm durumlarda 0 olan değeri

ifade eder.

SEKİZİNCİ BÖLÜM

Enerji Dengesizliklerinin Uzlaştırılması

Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılması için veri gereksinimleri

MADDE 108 – (1) Enerji dengesizliklerinin uzlaştırılmasında;

a) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısının, dengeleme güç piyasası faaliyetleri kapsamında, her bir teklif bölgesi için, bir fatura dönemi içerisindeki her bir uzlaştırma dönemine ait Sistem İşletmecisi tarafından verilmiş olan talimatlar çerçevesinde kabul edilmiş olan yük alma, yük atma miktarları ve kabul edilmiş olan bu teklifler için geçerli fiyatlar,

b) Her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için, bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait uzlaştırmaya esas veriş ve/veya çekiş miktarları,

c) Her bir dengeden sorumlu tarafın bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait ikili anlaşma bildirimi miktarları,

ç) Yan hizmet sağlayan her bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi için bir fatura dönemindeki her bir uzlaştırma dönemine ait, enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilmiş olan üretim miktarı,

d) Gün öncesi dengeleme sonucunda her bir piyasa katılımcısının sisteme satış ya da sistemden alış miktarları,

e) Gün öncesi fiyatları

dikkate alınır.

(2) Birinci fıkranın;

a) (a) bendinde yer alan veriler Sistem İşletmecisi tarafından,

b) (b) bendinde yer alan verilerin hesaplanabilmesi için gerekli sayaç ölçüm değerleri TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından,

c) (c) bendinde yer alan veriler dengeden sorumlu taraflar tarafından,

ç) (ç) bendinde yer alan veriler yan hizmet anlaşmalarının yürütülmesinden sorumlu TEİAŞ birimi tarafından,

d) (d) ve (e) bentlerinde yer alan veriler Piyasa İşletmecisi tarafından

sağlanır.

Sistem marjinal fiyatının hesaplanması

MADDE 109 – (1) Her bir teklif bölgesi için uzlaştırma dönemi bazında belirlenen Sistem Marjinal Fiyatı (SMFt,u), teklif bölgesinin uzlaştırma dönemi bazında enerji denge durumuna bağlı olarak aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(2) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji açığı oluştuğunda,

için d1=1,2,..n ve r=1,2,..k (16a)

(3) Söz konusu saatte “t” teklif bölgesinde enerji fazlası oluştuğunda,

için d2=1,2,..m ve r=1,2,..l (16b)

(4) Söz konusu saatte sistem dengede olduğunda ya da söz konusu saat içerisinde kabul edilen tüm yük alma ve yük atma tekliflerinin etiket değeri 1 olduğu durumda,

(16c)

(5) Bu formüllerde geçen;

SMFt,u “t” teklif bölgesinin “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan, Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),

YALTF0d1,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d1” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için 0 etiket değerine sahip “r” teklifi için Yük Alma Teklif Fiyatını (TL/MWh),

n “u” uzlaştırma dönemi içerisinde yük alma teklifleri etiket değeri 0 olarak kabul edilen dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi sayısını,

k Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi içerisinde etiket değeri 0 olarak ve “t” teklif bölgesinin enerji açığını gidermek üzere kabul edilen yük alma tekliflerinin sayısını,

YATTF0d2,u,r Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d2” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli 0 etiket değerine sahip “r” teklifi için Yük Atma Teklif Fiyatını (TL/MWh),

m “u” uzlaştırma dönemi içerisinde yük atma teklifleri etiket değeri 0 olarak kabul edilen dengeleme güç piyasası kapsamındaki dengeleme birimi sayısını,

l Dengeleme güç piyasası kapsamındaki bir dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi içerisinde etiket değeri 0 olarak ve “t” teklif bölgesinin enerji fazlasını gidermek üzere kabul edilen yük atma tekliflerinin sayısını,

SGÖFt,u “t” teklif bölgesi ve “u” uzlaştırma dönemi için Gün Öncesi Fiyatını (TL/MWh)

ifade eder.

Enerji dengesizlik tutarının hesaplanması

MADDE 110 – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizliğine ilişkin olarak bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek borç veya alacak tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(17)

(2) Bu formülde geçen;

EDTf Bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),

EDMf,t,u 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesindeki, “u” uzlaştırma dönemine ilişkin enerji dengesizliği miktarını (MWh),

SMFt,u “t” teklif bölgesi için 109 uncu madde uyarınca, “u” uzlaştırma dönemi için hesaplanan, Sistem Marjinal Fiyatını (TL/MWh),

m İlgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,

n Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını

ifade eder.

Bir dengeden sorumlu tarafın bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarının hesaplanması

MADDE 111 – (1) Bir fatura dönemi için, her bir dengeden sorumlu tarafın, her bir uzlaştırma dönemindeki enerji dengesizlik miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(18)

(2) Bu formülde geçen;

EDMf,t,u “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),

UEVMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),

UEÇMf,t,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan ve “t” teklif bölgesinde yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),

UEİAMf,t,u 112 nci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, “t” teklif bölgesine ilişkin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),

ÖEDMp,u gün öncesi planlama kapsamında 96 ncı madde uyarınca hesaplanan, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için gün öncesinden Öngörülen Enerji Dengesizlik Miktarını (MWh),

SSMt,p,u,r Gün öncesi dengeleme sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Satış Miktarını (MWh),

SAMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi dengeleme kapsamında, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Alış Miktarını (MWh),

k “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,

l “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısı sayısını,

n “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,

m “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,

KEYALMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Alma Teklifi Miktarını (MWh),

h “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “t” teklif bölgesi için “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan dengeleme birimi sayısını,

t1 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük alma tekliflerinin sayısını,

KEYATMf,d,u,r “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),

t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını

ifade eder.

Uzlaştırmaya esas ikili anlaşma miktarlarının hesaplanması

MADDE 112 – (1) Bir dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için uzlaştırmaya esas ikili anlaşmalarının miktarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(19a)

(19b)

(2) Bu formülde geçen;

UEİAMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),

UEİAMp,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),

UEİABp,u,t,z1 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z1” piyasa katılımcısına enerji satışı için ve/veya enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği gerçekleştirilen üretime ilişkin yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),

UEİABp,u,t,z2 “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin “z2” piyasa katılımcısından enerji alımı için yapılan Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimini (MWh),

k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğunu üstlenmiş olduğu piyasa katılımcısı sayısını,

n “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi satışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını,

m “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin elektrik enerjisi alışı yaptığı dengeden sorumlu taraf sayısını

ifade eder.

DOKUZUNCU BÖLÜM

Net Toplam Bakiyenin ve Piyasa İşletim Ücretinin Dağıtılması

Net toplam bakiyenin piyasa katılımcılarına dağıtılması

MADDE 113 – (1) Piyasa İşletmecisinin, toptan elektrik piyasası adına yaptığı işlemlerden kar veya zarar etmemesi esasına dayalı olarak, bir fatura dönemi içerisinde, gün öncesi piyasası kapsamında piyasa katılımcılarının gerçekleştirmiş oldukları enerji alış ve satışları, piyasa işletim ücreti, iletim ek ücreti ve süresinde ödenmeyen alacaklar hariç olmak üzere, dengeleme mekanizmasının uzlaştırılması ve dengeden sorumlu tarafların dengesizliklerinin uzlaştırılmasına ilişkin olarak, piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek alacaklar toplamının, borçlar toplamına eşit olması esastır.

(2) Bu doğrultuda,

a) Dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma talimatlarına, gün öncesi planlama kapsamındaki satışlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarının, dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük atma talimatlarına , gün öncesi planlama kapsamındaki alışlarına ve enerji açığına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam borç tutarından fazla olması halinde, dengeden sorumlu tarafların alacağı olarak tahakkuk ettirilecek,

b) Dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük atma talimatlarına, gün öncesi planlama kapsamındaki alışlarına ve enerji açığına ilişkin olarak piyasa katılımcılarına ve dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilen toplam borç tutarının, dengeleme güç piyasası ve gün öncesi planlama kapsamındaki yük alma talimatlarına, gün öncesi planlama kapsamındaki satışlarına ve enerji fazlasına ilişkin olarak tahakkuk ettirilen toplam alacak tutarından fazla olması halinde, dengeden sorumlu tarafların borcu olarak tahakkuk ettirilecek

sıfır bakiye düzeltme tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(20)

(3) Bu formülde geçen;

SBDTf Bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafa sıfır bakiye düzeltme tutarı olarak tahakkuk ettirilecek alacak ya da borç tutarını (TL)

SBDT 114 üncü madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemine ait sıfır bakiye düzeltme tutarını (TL)

SBDKf 115 inci madde uyarınca hesaplanan, bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafın sıfır bakiye düzeltme katsayısını

ifade eder.

Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme tutarının hesaplanması

MADDE 114 – (1) Bir fatura dönemine ait Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarı (SBDT) aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(21)

(2) Bu formülde geçen;

SBDT Bir fatura dönemine ait Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarını (TL),

KEYALTd 102 nci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük alma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük alma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),

KEYATTd 105 inci maddede belirtilen formül uyarınca sadece 0 ve 1 kodlu yük atma teklifleri dikkate alınarak hesaplanan, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin, ilgili fatura döneminin tüm uzlaştırma dönemlerinde kabul edilen 0 ya da 1 kodlu yük atma tekliflerine ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),

EDTf 110 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi için “f” dengeden sorumlu tarafın enerji dengesizliği tutarını (TL),

SATp “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi planlama kapsamında, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),

SSTp “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi planlama kapsamında, ilgili fatura döneminde gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),

ÖEDTp “p” piyasa katılımcısının, ilgili fatura dönemi için, gün öncesinden enerji dengesizliğinin giderilmesine yönelik sistemden aldığı ya da sisteme sattığı enerjiye ilişkin, piyasa katılımcısına, değerin pozitif olması durumunda alacak, negatif olması durumunda borç olarak tahakkuk ettirilecek olan Öngörülen Enerji Dengesizlik Tutarını (TL),

YHEB Bir fatura dönemine ilişkin, enerji bedeli yan hizmetler kapsamında ödenen yan hizmetler gereği, yan hizmet sağlayan piyasa katılımcılarına yapılacak ödemelere ilişkin toplam Yan Hizmetler Enerji Bedelini (TL),

m Bir fatura dönemine ilişkin dengeleme güç piyasası kapsamındaki toplam dengeleme birimi sayısını,

n Bir fatura dönemine ilişkin toplam dengeden sorumlu taraf sayısını,

k gün öncesi planlamanın geçerli olduğu dönem için 1, gün öncesi piyasasının geçerli olduğu dönem için 0 değerini alan değişkeni,

l ilgili fatura döneminde bulunan piyasa katılımcısı sayısını

ifade eder.

Bir fatura dönemindeki sıfır bakiye düzeltme katsayısının hesaplanması

MADDE 115 – (1) Bir fatura döneminde, “f” dengeden sorumlu taraf için Sıfır Bakiye Düzeltme Katsayısı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(22)

(2) Bu formülde geçen;

SBDKf Bir fatura döneminde “f” dengeden sorumlu tarafın Sıfır Bakiye Düzeltme Katsayısını (%),

UEVMf,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Veriş Miktarını (MWh),

UEÇMf,b,u 84 üncü madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, “u” uzlaştırma dönemi için Uzlaştırmaya Esas Çekiş Miktarını (MWh),

n Bir fatura dönemine ilişkin “f” dengeden sorumlu taraf adına kayıtlı piyasa katılımcısına ait uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,

m Bir fatura dönemine ilişkin toplam uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,

k Bir fatura dönemine ilişkin uzlaştırma dönemi sayısını

ifade eder.

Piyasa işletim ücreti

MADDE 116 – (1) Piyasa İşletmecisinin yürüttüğü hizmetlere ilişkin işletme giderlerinin ve yatırım harcamalarının amortismanının karşılanması amacıyla piyasa işletim ücreti, elektrik enerjisi alım ve satımına ilişkin tutarlardan ayrı olarak tahakkuk ettirilir.

(2) Her bir piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti, 24/1/2003 tarihli ve 25003 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ uyarınca belirlenen piyasa işletim geliri tavanının Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilen organize toptan elektrik piyasası faaliyetleri dikkate alınarak piyasa katılımcılarına paylaştırılması suretiyle tahakkuk ettirilir.

(3) Kurul tarafından belirlenen yıllık Piyasa İşletim Geliri Tavanının o yıl içinde yer alan fatura dönemleri arasında eşit olarak bölünerek hesaplanan, bir fatura dönemi için geçerli piyasa işletim ücreti, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri içerisindeki oranları dikkate alınarak, gün öncesi dengeleme, dengeleme güç piyasası ve dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenlerine ayrıştırılır. Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetinin Piyasa İşletmecisinin faaliyetleri arasındaki oranı Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenir ve faaliyet oranlarında değişiklik meydana gelmesi durumunda güncellenir.

(4) Her bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin, her bir fatura dönemi için tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti bileşenleri aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(23a)

(23b)

(23c)

(5) Bu formülde geçen;

PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Dengeleme Piyasa İşletim Ücreti payını (TL),

PIÜ Kurul tarafından belirlenen Piyasa İşletim Geliri Tavanından hesaplanan bir fatura dönemi için geçerli Piyasa İşletim Ücretini,

PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Piyasa İşletim 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)

ifade eder.

Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması

MADDE 117 – (1) Gün öncesi dengelemeye katılan her bir piyasa katılımcısına, gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(24a)

(24b)

(24c)

(2) Bu formüllerde geçen;

PIÜS_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Dengeleme Piyasa İşletim Ücreti Sabit payını (TL),

PIÜ_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Dengeleme Piyasa İşletim Ücreti tutarını (TL),

PIÜD_GÖ Bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Gün Öncesi Dengeleme Piyasa İşletim Ücreti Değişken payını (TL),

PIÜ_GÖp “p” piyasa katılımcısına, bir fatura döneminde, gün öncesi dengeleme faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek Gün Öncesi Dengeleme Piyasa İşletim Ücreti tutarını (TL),

k Gün öncesi dengelemeye katılan piyasa katılımcısı sayısını,

SSMt,p,u,r Gün öncesi dengeleme sonucunda belirlenen, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Satış Miktarını (MWh),

t1 Gün öncesi dengeleme kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sisteme satış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,

m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,

n ilgili fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,

SAMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Alış Miktarını (MWh),

t2 Gün öncesi dengeleme kapsamında, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için sistemden alış gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını

ifade eder.

Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması

MADDE 118 – (1) Dengeleme güç piyasasına katılan her bir piyasa katılımcısına, dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(25a)

(25b)

(25c)

(2) Bu formüllerde geçen;

PIÜS_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Piyasa İşletim Ücreti Sabit payını (TL),

PIÜ_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Piyasa İşletim Ücreti tutarını (TL),

PIÜD_DGP Bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengeleme Güç Piyasası Piyasa İşletim Ücreti Değişken payını (TL),

PIÜ_DGPp “p” piyasa katılımcısına, bir fatura döneminde, dengeleme güç piyasası faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek Dengeleme Güç Piyasası Piyasa İşletim Ücreti tutarını (TL),

l Dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcısı sayısını,

KEYALMp,d,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “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,

s1 ilgili fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi 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,u,r “p” piyasa katılımcısına ilişkin, dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme biriminin “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinin Kabul Edilen ve Yerine Getirilmiş Yük Atma Teklifi Miktarını (MWh),

t2 Dengeleme güç piyasası kapsamındaki “d” dengeleme birimine ilişkin “u” uzlaştırma dönemi için kabul edilmiş olan yük atma tekliflerinin sayısını,

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.

Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücretinin hesaplanması

MADDE 119 – (1) Her bir dengeden sorumlu tarafa, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin olarak tahakkuk ettirilecek olan piyasa işletim ücreti aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(26a)

(26b)

(26c)

(2) Bu formüllerde geçen;

PIÜS_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti Sabit payını (TL),

PIÜ_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti tutarını (TL),

PIÜD_D Bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek toplam Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti Değişken payını (TL),

EDMf,t,u 111 inci madde uyarınca hesaplanan, “f” dengeden sorumlu tarafın, bir fatura dönemi içindeki bir gün için belirlenmiş olan “t” teklif bölgesinde, “u” uzlaştırma dönemi için enerji dengesizlik miktarını (MWh),

m ilgili fatura dönemi için belirlenmiş olan teklif bölgesi sayısını,

PIÜ_Df,t,u “f” dengeden sorumlu tarafa, bir fatura döneminde, dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetleri için Piyasa İşletmecisi tarafından tahakkuk ettirilecek Dengesizliklerin Uzlaştırılması Piyasa İşletim Ücreti tutarını (TL),

n Bir fatura döneminde yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,

k Dengeden sorumlu taraf sayısını

ifade eder.

YEDİNCİ KISIM

Mali Hususlara İlişkin Hükümler

BİRİNCİ BÖLÜM

Teminatlar

Teminatlara ilişkin genel esaslar

MADDE 120 – (1) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarından, uzlaştırmaya ilişkin yükümlülüklerine karşılık teminat alır.

(2) Gerekli teminatın sağlanamaması halinde, piyasa katılımcıları ilgili piyasa faaliyetini gerçekleştiremez.

(3) Teminatlara ilişkin işlemler aşağıda belirtilen esaslara dayalı olarak yürütülür;

a) Piyasa İşletmecisi, piyasa katılımcılarının dengeleme mekanizması ve uzlaştırmadan kaynaklanan ödeme yükümlülüklerinin yerine getirilmesine ilişkin olarak piyasa katılımcılarından teminat alır. Aşağıdaki durumlarda verilmiş olan teminat miktarının artırılmasını talep eder;

1) yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı,

2) dengeden sorumlu gruba yeni bir piyasa katılımcısının dahil olması,

3) uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi,

4) gün öncesi piyasasına teklif sunumu.

b) Piyasa katılımcıları tarafından sunulan teminatın, ilgili piyasa katılımcısı tarafından piyasa kapsamında yürütülen tüm faaliyetlere ilişkin toplam riskini karşılayacak seviyede olması esastır.

c) Piyasa katılımcılarından talep edilecek olan teminat tutarlarının hesaplanması Piyasa İşletmecisinin sorumluluğundadır.

ç) Piyasa katılımcılarının (a) bendinde belirtilen ticari işlemlere devam edebilmeleri için Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen teminatı sağlamaları esastır.

d) Teminat işlemlerinin yürütülmesi amacıyla Piyasa İşletmecisi bir aracı banka kullanabilir.

e) Piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi durumu hariç olmak üzere, dengeleme mekanizması ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin ödeme ve tahsilatlar teminat hesabı kullanılarak yapılamaz.

Teminat işlemlerine ilişkin Piyasa İşletmecisinin sorumlulukları

MADDE 121 – (1) Teminat işlemlerine ilişkin olarak Piyasa İşletmecisi;

a) Teminat miktarının doğru şekilde hesaplanmasından,

b) Gerekli olması durumunda, teminat işlemlerinin yürütülmesi amacıyla bir aracı banka belirlenmesi ve aracı bankanın teminat işlemleri için tüm taraflarca kullanılabilmesi amacıyla banka ile gerekli anlaşmaların yapılmasından,

c) Piyasa İşletmecisi namına rehinli nakit hesabının zamanında ve doğru şekilde açılmasından,

ç) Piyasa katılımcılarının ödeme yükümlülükleri için, Piyasa İşletmecisi namına çıkartılan teminatların muhafazasından,

d) Piyasa katılımcılarının, teminatları hakkında düzenli ve doğru şekilde bilgilendirilmesinden

sorumludur.

Teminat işlemlerine ilişkin piyasa katılımcılarının sorumlulukları

MADDE 122 – (1) Piyasa katılımcıları;

a) Teminat seviyelerinin belirlenmesi için sunulan verilerin doğruluğundan,

b) Ödeme yükümlülüklerini teminat altına almak için Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenen bankada, adlarına açılmış olan rehinli nakit hesabına, bildirilen miktardaki teminatın zamanında yatırılmasından,

c) Piyasa İşletmecisinin, rehinli nakit hesabında gerçekleştirilen işlemler ve mevcut teminat seviyesi hakkında doğru şekilde bilgilendirilmesinden

sorumludur.

Teminat işlemlerine ilişkin süreç

MADDE 123 – (1) Piyasa İşletmecisi, teminat işlemlerinin yürütülmesi için belirlenecek olan aracı bankada kendi nam ve hesabına teminat hesabı açar.

(2) Piyasa İşletmecisi, bireysel olarak tüm piyasa katılımcılarının teminatlarına ilişkin işlemlerin yürütülmesi için bir teminat hesabı açar. Piyasa İşletmecisi, gerekli teminat miktarlarının verilmesini sağlar ve bunun takibini yürütür. Bu hesaba ilişkin tüm işlemlere Piyasa İşletmecisi tarafından yetki verilir. Bu hesaba ilişkin olarak doğan faizler, ilgili piyasa katılımcısına yansıtılır.

(3) Piyasa katılımcılarının piyasa faaliyetlerine ilişkin sağlamaları gereken teminat miktarları, Piyasa İşletmecisi tarafından hesaplanır.

(4) Dengeleme mekanizması ve uzlaştırmadan kaynaklanan ödeme yükümlülüklerinin yerine getirilmesinin teminatı olarak, piyasa katılımcıları 124 üncü maddede belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek değerlerden oluşan teminatlarını sunar. Teminat olarak kabul edilebilecek değerlere ilişkin tüm resmi belgeler, Piyasa İşletmecisi tarafından saklanır.

(5) Bir piyasa katılımcısının belli bir piyasa faaliyetine ilişkin olarak sunmuş olduğu teminat miktarının, sağlaması gereken seviyenin altına düşmesi durumunda, ilgili piyasa faaliyetlerine devam edebilmek için, öncelikle ilave teminatın Piyasa İşletmecisine sunulması gereklidir.

Teminat olarak kabul edilebilecek değerler

MADDE 124 – (1) Teminat olarak kabul edilebilecek değerler aşağıda belirtilmiştir:

a) Tedavüldeki Türk parası,

b) Türkiye’de faaliyet gösteren bankalar ve özel finans kurumları tarafından bankacılık alanına ilişkin mevzuata uygun olarak hazırlanmış olan kesin ve süresiz teminat mektupları,

c) Hazine Müsteşarlığınca ihraç edilen Devlet İç Borçlanma Senetleri ve bu senetler yerine düzenlenen belgeler,

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 Türkiye’de faaliyette bulunan bankaların veya özel finans kurumlarının düzenleyecekleri kesin ve süresiz teminat mektupları.

(2) Bu maddenin (c) bendinde belirtilen senetler ve bu senetler yerine düzenlenen belgelerden, nominal değere faiz dahil edilerek ihraç edilenler, anaparaya tekabül eden satış değeri üzerinden teminat olarak kabul edilir.

(3) Teminat olarak kabul edilebilecek tüm değerlerin TL cinsinden olması esastır.

(4) Piyasa katılımcıları, sağlamaları gereken teminatı bu maddenin birinci fıkrasında belirtilen teminat olarak kabul edilebilecek değerlerden sadece biri ile sağlayabilecekleri gibi, belirtilen değerlerden birden fazlası ile de sağlayabilirler. Verilen teminatlar kısmen veya tamamen, teminat olarak kabul edilen diğer değerlerle değiştirilebilir.

(5) Teminatlarla ilgili tüm masraflar ilgili piyasa katılımcısı tarafından karşılanır.

Gün öncesi piyasasında teminat kontrolü

MADDE 125 – (1) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına sunmuş olduğu tekliflerin Piyasa İşletmecisi tarafından kabul edilebilmesi için ilgili piyasa katılımcısının gün öncesi piyasasına ilişkin sunmuş olduğu toplam teminat tutarının ilgili piyasa katılımcısının gün öncesi piyasası işlemlerine ilişkin o gün itibariyle sahip olduğu riske maruz değere karşılık gelen teminat tutarından büyük ya da eşit olması esastır.

(2) Gün öncesi piyasasına katılan bir piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası işlemlerine ilişkin herhangi bir gün itibariyle sahip olduğu riske maruz değere karşılık gelen teminat tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(27a)

(27b)

(27c)

(27d)

(3) Bu formülde geçen;

SATp,g “p” piyasa katılımcısının, “g” gününde ticari işlem onayı vasıtasıyla gerçekleşen sistem alışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),

SAFt,p,u,r 96 ncı madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Alış Fiyatını (TL/MWh),

SAMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Alış Miktarını (MWh),

n1 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “g” gününde yer alan “u” uzlaştırma dönemi için sistemden enerji alışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,

m “g” günü için tanımlı teklif bölgesi sayısını,

SSTp,g “p” piyasa katılımcısının, “g” gününde ticari işlem onayı vasıtasıyla gerçekleşen sistem satışlarından dolayı ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek alacak tutarını (TL),

SSFt,p,u,r 94 üncü madde uyarınca hesaplanan, “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifi için uygulanacak Sistem Satış Fiyatını (TL/MWh),

SSMt,p,u,r “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “u” uzlaştırma dönemi için geçerli “r” teklifinden dolayı gerçekleştirmiş olduğu Sistem Satış Miktarını (MWh),

n2 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “g” gününde yer alan “u” uzlaştırma dönemi için sisteme enerji satışı gerçekleştirmiş olduğu teklif sayısını,

d gün öncesi piyasasına ilişkin teminat kontrolünün yapıldığı günü,

GRMDp,d gün öncesi piyasasına katılan “p” piyasa katılımcısının, “d” günü için hesaplanan Günlük Riske Maruz Değer tutarını (TL),

PTFd,u gün öncesi piyasasına ilişkin “d” gününe ait, “u” uzlaştırma dönemi için Piyasa Takas Fiyatını (TL/MWh),

TAMp,t,u,d,r gün öncesi piyasasına katılan “p” piyasa katılımcısının, “t” teklif bölgesi için, gün öncesi piyasasına ilişkin “d+1” günündeki “u” uzlaştırma dönemi için “d” gününde Piyasa İşletmecisine sunduğu “r” teklifi uyarınca sistemden alış gerçekleştirebileceği maksimum Teklif Alış Miktarını (MWh),

n3 “t” teklif bölgesi için, “p” piyasa katılımcısının, “d” gününde yer alan “u” uzlaştırma dönemi için sisteme enerji satışı için sunmuş olduğu teklif sayısını,

l “d+1” günü için tanımlı teklif bölgesi sayısını,

TT_GÖp,d gün öncesi piyasasına katılan “p” piyasa katılımcısının, gün öncesi piyasası işlemlerine ilişkin “d” günü itibariyle sağlamakla yükümlü olduğu Teminat Tutarını (TL),

k gün öncesi piyasasına katılan “p” piyasa katılımcısının “d” gününe kadar, gün öncesi piyasasına ilişkin henüz ödeme ya da tahsilat işlemlerini tamamlamamış olduğu gün sayısı,

TO_GÖ bu Yönetmeliğin yayımlanmasını takip eden 30 gün içerisinde Kurum tarafından belirlenerek yayımlanan Gün Öncesi Piyasası Teminat Oranını,

MTT_GÖ bu Yönetmeliğin yayımlanmasını takip eden 30 gün içerisinde Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Kurul Kararı ile yayımlanan gün öncesi piyasasına ilişkin Minimum Teminat Tutarını (TL)

ifade eder.

Dengesizliklerin uzlaştırılmasında teminat kontrolü

MADDE 126 – (1) Her bir dengeden sorumlu tarafın;

a) yeni bir uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi kaydı,

b) dengeden sorumlu gruba yeni bir piyasa katılımcısının dahil olması,

c) uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi

işlemlerinin gerçekleştirilebilmesi için, ilgili dengeden sorumlu tarafın dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin sunmuş olduğu toplam teminat tutarının ilgili dengeden sorumlu tarafın dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin o gün itibariyle sahip olduğu riske maruz değere karşılık gelen teminat tutarından büyük ya da eşit olması esastır.

(2) Bir dengeden sorumlu tarafın, dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin sahip olduğu riske maruz değere karşılık gelen teminat tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır:

(28a)

(28b)

(28c)

(3) Bu formülde geçen:

UEAÇTf, “f” dengeden sorumlu tarafın Uzlaştırmaya Esas Aylık Çekiş Tahminini (MWh),

UEAÇKf,b “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, mevcut tesisler için bir önceki ayın tüketimi üzerinden, yeni tesisler için bağlantı gücü üzerinden tam kapasite ile kullanım öngörülerek belirlenen Uzlaştırmaya Esas Aylık Çekiş Kapasitesini (MWh),

KKOf,b “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan “b” uzlaştırmaya esas veriş-çekiş biriminin, mevcut tesisler için 1 olarak belirlenen, yeni tesisler için geçmişe yönelik asgari 1 yıllık kapasite kullanımı dikkate alınarak belirlenen Kapasite Kullanım Oranını (%),

k “f” dengeden sorumlu tarafın denge sorumluluğu kapsamında yer alan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi sayısını,

RMD_DUf, “f” dengeden sorumlu tarafın, dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin sahip olduğu Riske Maruz Değeri (TL),

İTS 2 ay olarak kabul edilen İtibari Tahsilat Süresini (ay),

UEİAMf,u,t “f” dengeden sorumlu tarafın, “u” uzlaştırma dönemi için “t” teklif bölgesine ilişkin Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Miktarını (MWh),

m İlgili fatura döneminde yer alan teklif bölgesi sayısını,

n Dengeleme ve uzlaştırmaya ilişkin faaliyetlerin gerçekleştirildiği ya da tamamlanmış olduğu ancak tahsilat süresi henüz tamamlanmamış olan ilk fatura döneminin başından başlayıp, itibari tahsilat süresi sonunda sona eren dönem kapsamında yer alan uzlaştırma dönemi sayısını,

İSDF Kurum tarafından belirlenen İtibari Sistem Dengesizlik Fiyatını (TL/MWh),

TT_DUf “f” dengeden sorumlu tarafın, dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin sağlamakla yükümlü olduğu Teminat Tutarını (TL),

MTT_DU bu Yönetmeliğin yayımlanmasını takip eden 30 gün içerisinde Piyasa İşletmecisi tarafından belirlenerek Kurul Kararı ile yayımlanan dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin Minimum Teminat Tutarını (TL)

ifade eder.

Teminatların iadesi

MADDE 127 – (1) Piyasa katılımcısının, Piyasa İşletmecisine vermiş olduğu teminatların toplam miktarının, piyasa katılımcısına ilişkin toplam riske maruz değere karşılık gelen teminat tutarından büyük olması durumunda, piyasa katılımcısının toplam teminat miktarı ile toplam riske maruz değere karşılık gelen teminat tutarı arasındaki farkı geçmeyecek miktardaki teminat, söz konusu teminatın kısmen iadeye uygun olması durumunda ve piyasa katılımcısının talebi üzerine piyasa katılımcısına iade edilir.

İKİNCİ BÖLÜM

Uzlaştırma Bildirimleri, Faturalama, Ödemeler, Ödemelerin Yapılmaması

Uzlaştırma bildirimleri

MADDE 128 – (1) Uzlaştırma hesaplamaları sonucunda piyasa katılımcılarının her fatura dönemi için Piyasa İşletmecisine ödeyeceği ya da Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına ödenecek tutarları içeren ön uzlaştırma bildirimi, fatura dönemini takip eden ayın 6 ncı günü, nihai uzlaştırma bildirimi ise, fatura dönemini takip eden ayın 11 inci günü, PYS aracılığı ile ilgili piyasa katılımcılarına duyurulur.

(2) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan ön uzlaştırma bildirimi aşağıda yer alan kalemleri içerir:

a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,

b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,

c) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilen yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,

ç) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilen yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,

d) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,

e) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sistemi veriş miktarı dökümü,

f) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında iletim sisteminden çekiş miktarı dökümü.

(3) Bu maddenin ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentlerinde yer alan bilgiler gün öncesi dengelemeye katılan piyasa katılımcılarına, (c) ve (ç) bentlerinde yer alan bilgiler dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, (d), (e) ve (f) bentlerinde yer alan bilgiler dengeden sorumlu taraf niteliği taşıyan piyasa katılımcılarına sunulan uzlaştırma bildirimlerinde yer alır.

(4) Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına duyurulan nihai uzlaştırma bildirimi, aşağıda yer alan kalemleri içerir:

a) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sisteme satışlarına ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,

b) Uzlaştırma dönemi bazında gün öncesi dengeleme kapsamında piyasa katılımcılarının sistemden alışlarına ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,

c) Gün öncesi dengeleme faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,

ç) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilen yük alma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve alacak dökümü,

d) Uzlaştırma dönemi bazında dengeleme güç piyasası kapsamında kabul edilen yük atma tekliflerine ilişkin enerji miktarı ve borç dökümü,

e) Dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin piyasa katılımcılarına tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,

f) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji fazlasına ilişkin alacak dökümü,

g) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında enerji açığına ilişkin borç dökümü,

ğ) Geçmişe dönük düzeltme kalemi,

h) Sıfır bakiye düzeltme kalemi,

ı) Süresinde ödenmeyen alacaklar payı,

i) Dengesizliklerin uzlaştırılması faaliyetlerine ilişkin dengeden sorumlu taraflara tahakkuk ettirilecek piyasa işletim ücreti,

j) Uzlaştırma dönemi bazında, ilgili katılımcıya ait uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirim miktarları dökümü,

k) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas veriş miktarı dökümü,

l) Uzlaştırma dönemi ve teklif bölgesi bazında uzlaştırmaya esas çekiş miktarı dökümü.

(5) Bu maddenin dördüncü fıkrasının (a), (b) ve (c) bentlerinde yer alan bilgiler gün öncesi dengelemeye katılan piyasa katılımcılarına, (ç), (d) ve (e) bentlerinde yer alan bilgiler dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, kalan diğer bentlerinde yer alan bilgiler dengeden sorumlu taraf niteliği taşıyan piyasa katılımcılarına sunulan uzlaştırma bildirimlerinde yer alır.

(6) Uzlaştırma sonucunda Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlar içerisinde mevzuat gereği olan vergi ve harçlar da yer alır.

Uzlaştırma bildirimlerine ilişkin düzeltmeler

MADDE 129 – (1) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerinde tespit ettikleri maddi hatalara ilişkin itirazlarının, ilgili fatura dönemine ait işlemler kapsamında değerlendirmeye alınabilmesi için, ön ve nihai uzlaştırma bildirimlerine yapılacak itirazın bildirimlerin yapıldığı ayın 12 nci günü saat 16:00’a kadar yapılması gerekir. İtirazların Piyasa İşletmecisi tarafından ayın 14 üncü günü 16:00’a kadar uygun bulunması halinde, faturalar düzeltilmiş bildirim miktarları esas alınarak düzenlenir. İtirazların ayın 14 üncü günü saat 16:00’a kadar sonuçlandırılamaması halinde 133 üncü maddedeki süreç uygulanır. İtirazın uygun bulunmaması durumunda da, bu süre içerisinde piyasa katılımcısına bilgi verilir.

Faturalama

MADDE 130 – (1) Piyasa İşletmecisi, bildirimlerin yapıldığı ayın 15 inci gününden itibaren 7 gün içinde, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlar veya nihai uzlaştırma bildirimine yapılan itirazın kabul edildiği hallerde düzeltilmiş tutarlara göre faturaları düzenler.

(2) Gün öncesi piyasası faaliyetleri, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin faturalar ayrı ayrı düzenlenir. Piyasa İşletmecisi, gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin düzenlenmiş faturaları gün öncesi piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, dengeleme güç piyasası faaliyetlerine ilişkin düzenlenmiş faturaları dengeleme güç piyasasına katılan piyasa katılımcılarına, dengesizliklerin uzlaştırılmasına ilişkin düzenlenmiş olan faturaları dengeden sorumlu taraf niteliğindeki piyasa katılımcılarına gönderir.

(3) Ödeme yapılacak piyasa katılımcıları, bildirimlerin yapıldığı ayın 15 inci gününden itibaren içinde bulunulan ayın sonuna kadar, geçerli nihai uzlaştırma bildiriminde yer alan tutarlara veya nihai uzlaştırma bildirimine yapılan itirazın kabul edildiği hallerde düzeltilmiş tutarlara göre ve gün öncesi piyasası faaliyetleri, dengeleme güç piyasası faaliyetleri ve dengesizliklerin uzlaştırılması için ayrı ayrı olarak düzenlenen faturaları Piyasa İşletmecisine gönderir.

Ödeme ve tahsilat

MADDE 131 – (1) Piyasa katılımcılarına uzlaştırmaya ilişkin iletilen faturaların bedelleri, piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine fatura tebliğ tarihini takip eden 6 iş günü içerisinde ödenir.

(2) Piyasa katılımcıları tarafından Piyasa İşletmecisine iletilen faturaların bedelleri, Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına fatura tebliğ tarihini takip eden 7 iş günü içerisinde ödenir.

(3) Bir fatura dönemi için gün öncesi piyasası faaliyetlerine ilişkin bölgesel fiyat farklılıklarından kaynaklanan ve TEİAŞ tarafından sadece iletim yatırımı yapılmak üzere değerlendirilecek olan ve uzlaştırmaya ilişkin hükümler doğrultusunda hesaplanan gün öncesi piyasası geliri, en geç her ayın son gününe kadar Piyasa İşletmecisi tarafından TEİAŞ’ın hesabına aktarılır.

Ödemenin yapılmaması

MADDE 132 – (1) Piyasa katılımcısının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden 6 iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara gecikme faizi uygulanacaktır. Bu oran 21/7/1953 tarihli ve 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci Maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranıdır. Gecikme zammına ilişkin bedeller her ay sonu itibariyle ilgili piyasa katılımcısına faturalanır.

(2) Piyasa İşletmecisinin piyasa katılımcılarına ödeme yapacağı fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden 7 iş günü içerisinde ödememesi halinde, ödenmesi gereken tutara gecikme faizi uygulanacaktır. Bu oran 6183 sayılı Amme Alacaklarının Tahsil Usulü Hakkında Kanunun 51 inci Maddesine göre belirlenen gecikme zammı oranıdır. Gecikme zammına ilişkin bedeller her ay sonu itibariyle Piyasa İşletmecisine faturalanır.

(3) Piyasa katılımcısının, söz konusu fatura bedelini, fatura tebliğ tarihini takip eden 6 iş günü içerisinde ödememesi halinde, piyasa katılımcısının temerrüt durumuna düştüğü kabul edilir. Temerrüt durumuna düşen piyasa katılımcısına ilişkin olarak, yasal yollar saklı kalmak üzere aşağıdaki işlemler yapılır:

a) Piyasa katılımcısının yatırmış olduğu teminat son ödeme gününü takip eden iş günü saat 14:00’e kadar ödenmeyen fatura tutarı kadar Piyasa İşletmecisi tarafından kullanılarak borçlarına mahsup edilir,

b) Piyasa katılımcısına, ödenmeyen fatura tutarı kadar Piyasa İşletmecisi tarafından kullanılan teminatın başlangıç teminatı seviyesine kadar tamamlanması uyarısı yapılarak 5 iş günü içerisinde teminatını tamamlaması istenir.

(4) Yukarıda yer alan uyarıya rağmen, piyasa katılımcısının temerrüde düşmesinden sonra 5 iş günü içerisinde teminatını tamamlamaması durumunda, söz konusu piyasa katılımcısı ile ilgili olarak;

a) Piyasa katılımcısı hakkında ivedilikle Kuruma bilgi verilir ve gerekli yaptırımlar Kurum tarafından başlatılır,

b) Piyasa katılımcısının satıcı olduğu uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri iptal edilir ve ilgili taraflara bilgi verilir,

c) Piyasa katılımcısının adına kayıtlı serbest tüketicilerin kayıtları silinir ve ilgili serbest tüketicilere bilgi verilir,

ç) Takip eden fatura döneminin son ödeme tarihi itibariyle tüm muaccel borçlarını aşan teminat tutarının artan kısmı piyasa katılımcısına iade edilir,

d) Teminat tutarının piyasa katılımcısının Piyasa İşletmecisine olan tüm muaccel borçlarını karşılamaması durumunda, eksik olan kısım süresinde ödenmeyen alacaklar payı adı altında diğer piyasa katılımcılarına sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında yansıtılır,

e) Teminat tutarı üzerindeki süresinde ödenmeyen alacaklar için gecikme zammı hesaplanmasına devam edilir ve tahsilat için yasal yollara başvurulur,

f) Diğer piyasa katılımcılarına yansıtılan alacakların, ileri bir tarihte tahsil edilmesi halinde; tahsil edilen tüm tutar, borcun yansıtılmış olduğu piyasa katılımcılarına, borcun paylaştırıldığı oranda yansıtılır.

ÜÇÜNCÜ BÖLÜM

İtirazlar ve Düzeltme İşlemleri

İtirazlar

MADDE 133 – (1) Piyasa katılımcıları, fatura dönemine ait uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara, Piyasa İşletmecisi ise faturalara ilişkin itirazda bulunabilir. Fatura itiraz başvuruları, faturanın tebliğ tarihinden itibaren 8 gün içinde Piyasa İşletmecisine ya da piyasa katılımcısına yazılı olarak yapılır. Bu tarihten sonra yapılacak olan itirazlar dikkate alınmaz. İtiraz başvurularında, itiraz sebeplerinin belirtilmesi zorunludur.

(2) Piyasa katılımcılarının uzlaştırma bildirimlerine ve/veya faturalara itirazda bulunmaları, ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz.

(3) Piyasa İşletmecisi, kendisine yapılan itirazın sebebine göre; itirazın veriş-çekiş ölçüm değerlerine ilişkin olması halinde, TEİAŞ’ın ilgili birimleri ya da ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ile, itirazın yük alma-yük atma talimat kayıtlarına ilişkin olması halinde Sistem İşletmecisi ile irtibat kurarak, diğer hallerde kayıt bilgilerini ve uzlaştırma hesaplamalarını incelemek suretiyle, itirazın haklılığını araştırır.

(4) Maddi hatalar ilgili piyasa katılımcısı ya da Piyasa İşletmecisi tarafından derhal, maddi hatalar dışındaki itiraz başvuruları Piyasa İşletmecisi tarafından 20 iş günü içerisinde sonuçlandırılır. İtirazın haklı bulunması durumunda ve/veya Piyasa İşletmecisinin bir itiraz olmaksızın yapılan bir hatayı tespit etmesi halinde, gerekli düzeltme işlemi yapılır.

(5) Piyasa İşletmecisi tarafından varılan sonuca ilişkin ihtilaflar, piyasa katılımcılarının başvuruları üzerine Kurum tarafından incelenir.

Düzeltme işlemleri

MADDE 134 – (1) Piyasa katılımcıları tarafından uzlaştırma bildirimlerine ya da faturalara ilişkin Piyasa İşletmecisine yapılan itirazların yapılan değerlendirme sonucunda haklı bulunması durumunda gerekli düzeltmeler Piyasa İşletmecisi tarafından gerçekleştirilir. İtirazın sonuçlandırılmasını takiben Piyasa İşletmecisi tarafından ilgili piyasa katılımcısına, detaylı enerji miktarları ve bedellerinin de yer aldığı düzeltmeye ilişkin yazılı bildirim yapılır. Yapılan düzeltme sonucunda, piyasa katılımcısı ya da katılımcılarına yapılması gereken ya da piyasa katılımcısı ya da katılımcılarının yapması gereken ödeme, düzeltmeye ilişkin yazılı bildirimin yapıldığı tarihten sonraki ilk fatura dönemine ilişkin fatura bildiriminde, geçmişe dönük düzeltme kalemi olarak yer alır. Geçmişe dönük düzeltme kalemi, düzeltme yapılan fatura dönemine ilişkin tüm dengesizlik uzlaştırması işlemlerinin yeniden yapılarak, hata düzeltme işleminin tüm katılımcılar üzerindeki etkisi değerlendirilecek şekilde belirlenir.

(2) Piyasa İşletmecisi tarafından faturalara ilişkin piyasa katılımcılarına yapılan itirazlara ilişkin düzeltmeler ilgili piyasa katılımcısı tarafından gerçekleştirilir. Piyasa İşletmecisi tarafından yapılan fatura itiraz başvuruları ile birlikte ilgili piyasa katılımcısı tarafından gönderilmiş olan fatura iade edilir. İlgili piyasa katılımcısı tarafından düzeltilmiş olan fatura Piyasa İşletmecisine yeniden gönderilir.

SEKİZİNCİ KISIM

Diğer, Geçici ve Son Hükümler

BİRİNCİ BÖLÜM

Diğer Hükümler

Hakim durumun kötüye kullanılması

MADDE 135 – (1) Bu Yönetmelik kapsamında ele alınan herhangi bir organize toptan elektrik piyasası faaliyetine ilişkin hakim durumunu kötüye kullandığından şüphelenilen tüzel kişilere ilişkin Rekabet Kurumunca inceleme yapılmasına dair girişimler; TEİAŞ’ın hakim durumun kötüye kullanılmasına ilişkin rapor düzenleyerek Kuruma sunması ile ya da doğrudan, Kurum tarafından başlatılır.

(2) Hakim durumunu kötüye kullandığı Rekabet Kurumunca tespit edilen katılımcılar ve/veya dengeleme birimleri Kurul kararı ile en fazla 3 ay süre ile bu Yönetmelik kapsamında ele alınan organize toptan elektrik piyasalarına teklif vermekten men edilebilir.

Piyasa katılımcılarına sunulacak veriler

MADDE 136 – (1) Organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine ilişkin, faaliyetleri destekleyici ve öngörülebilirliği artırıcı nitelikteki veri ve bilgilerin Sistem İşletmecisi ve Piyasa İşletmecisi tarafından gün sonunda piyasa katılımcılarına duyurulması esastır. Yayımlanacak bilgi ve veriler en az, toplam üretim ve tüketim miktarları, teklif bölgeleri arası ve komşu bölgeler ile ithalat ve ihracat miktarları, gün öncesi piyasası fiyatı ve işlem hacmi, dengeleme güç piyasasında oluşan fiyat ve kullanım amacı bazında işlem hacmi, her bir teklif bölgesi için su havzası doluluk oranı, iletim hattı ve dengeleme birimlerinin toplam emre amadeliği, oluşan sistem kısıtları ve nedenleri ile Kurum tarafından belirlenecek diğer bilgileri içerir.

(2) 9/10/2003 tarihli ve 4982 sayılı Bilgi Edinme Hakkı Kanunu kapsamında yer alan ticari sır niteliğini taşıyan hususlar bu hükmün kapsamı dışındadır.

Yükümlülüğün yerine getirilmemesi

MADDE 137 – (1) Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, tüzel kişilerin bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerini yerine getirmemeleri durumunda, ihlalin derhal ortadan kaldırılması için ilgili tüzel kişilere yazılı bildirimde bulunur. Yazılı bildirimin tebliğ tarihinden itibaren 15 gün içerisinde ihlalin giderilmemesi halinde Sistem İşletmecisi veya Piyasa İşletmecisi, ihlalin ayrıntılarını içeren bir rapor düzenleyerek Kuruma başvurur.

(2) Kurum raporu inceleyerek ihlal tespiti halinde, ilgili piyasa katılımcısına Kanunun 11 inci Maddesi uyarınca yaptırım uygular.

Devir ve temlik

MADDE 138 – (1) Bu Yönetmelik kapsamındaki yükümlülüklerle ilgili olarak yapılan, Dengeden Sorumlu Grup oluşturma haricindeki, devir ve temlikler Sistem İşletmecisine ve Piyasa İşletmecisine karşı hüküm ifade etmez. Bu Yönetmelik kapsamındaki haklar ise ancak Sistem İşletmecisi ve/veya Piyasa İşletmecisinden onay almak kaydıyla devir veya temlik edilebilir.

Tebligat

MADDE 139 – (1) Bu Yönetmelikle ilgili tüm bildirim ve faturalarda Piyasa Katılım Anlaşmasında ve Gün Öncesi Piyasası Katılım Anlaşmasında belirtilen usuller uygulanır.

Mücbir sebep

MADDE 140 – (1) 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde belirtilen mücbir sebep hallerinde bu Yönetmelik hükümleri uygulamaya devam olunur.

Gizlilik

MADDE 141 – (1) Bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde Piyasa İşletmecisi ve/veya Sistem İşletmecisi, piyasa katılımcıları tarafından verilen bilgi ve belgelerin gizli tutulması için gerekli tedbirleri almakla yükümlüdür.

Yürürlükten kaldırılan yönetmelik

MADDE 142 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği yürürlükten kaldırılmıştır.

İKİNCİ BÖLÜM

Geçici ve Son Hükümler

Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri santralları

GEÇİCİ MADDE 1 – (1) Yap İşlet, Yap İşlet Devret ve İşletme Hakkı Devri modelleri ile mevcut sözleşmeleri kapsamında TETAŞ’a elektrik enerjisi satmakta olan üretim tesislerine ilişkin kayıt güncelleme işlemleri TETAŞ tarafından yapılır.

(2) Bu kapsamdaki dengeleme birimlerinin günlük üretim programlarının ve yük alma ve yük atma tekliflerinin sunulmasına ve dengeleme mekanizmasına katılımları ile ilgili olarak bu Yönetmelikte düzenlenen iş ve işlemlerin yerine getirilmesine ilişkin hak ve yükümlülükler TETAŞ’a aittir.

(3) Söz konusu dengeleme birimlerine ait kabul edilen yük alma ve yük atma teklifleri, elektrik enerjisi alış ve satış miktarları ve uzlaştırmaya esas veriş-çekiş miktarları, TETAŞ’ın uzlaştırma hesabına işlenir ve söz konusu miktarlara ilişkin alacak ve borçlar TETAŞ’a tahakkuk edilir.

Kayıt güncelleme

GEÇİCİ MADDE 2 – (1) 3/11/2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri kapsamında Piyasa İşletmecisine kayıt yaptırmış olan piyasa katılımcılarının kayıtları geçerliliğini sürdürür. Piyasa katılımcıları, bu Yönetmelik hükümleri çerçevesinde kayıtlarında güncelleme yapılması ihtiyacı doğması durumunda, gerekli bilgi ve belgeleri Piyasa İşletmecisine sağlayarak kayıt güncelleme işlemlerini bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren en geç 2 ay içerisinde sanal uygulama kapsamında tamamlar. Kayıtların güncelleme işlemlerinin tamamlanması ile birlikte, piyasa katılımcıları, bir dengeden sorumlu gruba katılabilirler ya da ait oldukları dengeden sorumlu grubu değiştirebilirler.

Uygulamanın başlaması

GEÇİCİ MADDE 3 – (1) Bu Yönetmelik uyarınca yapılacak uygulamalar, 1/10/2009 günü saat 00:00’a kadar herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal uygulama kapsamında gerçekleştirilir. Sanal uygulamanın ilk 2 ayında profilleme uygulamasının geliştirilmesi, ikili anlaşmaların saatlik olarak yeniden düzenlenmesi ve tüm katılımcıların ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerin gerekli altyapı ve kapasite geliştirmesi çalışmaları tamamlanır. Sanal uygulamanın son 3 ayında dengeleme ve uzlaştırma uygulamaları herhangi bir fiziksel sonuç, faturalama ve ödeme yükümlülüğü doğurmaksızın sanal olarak gerçekleştirilir. Sanal uygulamaya ilişkin ilgili tarafların görevleri, sorumlulukları ve yapılacak işlemler, kayıt güncelleme işlemleri tamamlanıncaya kadar TEİAŞ tarafından ilgili tüm taraflara duyurulur.

(2) 1/10/2009 tarihine kadar, 142 nci maddede yer alan Yönetmeliğin uygulanmasına devam olunur.

(3) 142 nci maddede yer alan Yönetmelik kapsamında yapılan uzlaştırma ve faturalama işlemleri ve bu işlemlere yapılan itirazlar, söz konusu Yönetmelik kapsamında sonuçlandırılır.

Teminat

GEÇİCİ MADDE 4 – (1) Teminat mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına kadar piyasa katılımcılarının teminat sağlamaması, ilgili organize toptan elektrik piyasası faaliyetlerine katılımları önünde engel teşkil etmez. Teminatın sağlanmaması, piyasa katılımcıları ve dengeden sorumlu tarafların bu Yönetmelik kapsamındaki faaliyetlerine ilişkin ödeme yükümlülüklerini ortadan kaldırmaz. Teminat mekanizmasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına ilişkin çalışmalar Yönetmeliğin yayımlanmasını takip eden 12 ay içinde tamamlanır.

Gün öncesi planlama

GEÇİCİ MADDE 5 – (1) Gün öncesi piyasasının alt yapısının kurulması ve işlerlik kazanmasına kadar gün öncesi dengeleme, gün öncesi planlama aracılığıyla gerçekleştirilir. Gün öncesi piyasasının işlerlik kazanacağı tarih en az 1 ay öncesinden Kurul Kararı ile ilan edilir.

(2) Gün öncesi planlamanın geçerli olduğu süre boyunca, 88 inci ve 89 uncu maddelerde ele alınan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri ve değişiklikler, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildiriminin geçerli olduğu uzlaştırma döneminin yer aldığı günün bir gün öncesinde saat 10:30’a kadar tamamlanır.

(3) Gün öncesi planlamadan gün öncesi piyasasına geçiş aşamasında, gün öncesi piyasasına katılıma ilişkin kayıt işlemleri Piyasa İşletmecisi tarafından ilan edilecek süre içinde, piyasa katılımcılarının kayıt işlemlerine ilişkin hükümlerde belirtildiği şekilde gerçekleştirilir.

Dengeleme birimlerinin sayaç yerleri

GEÇİCİ MADDE 6 – (1) Bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarihte sayaçları ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülebilmesini sağlayacak yerde bulunmayan dengeleme birimlerinin, dengeleme birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilmeleri için, bu Yönetmeliğin yayımlandığı tarihten sonra 10 ay içerisinde sayaç yerlerini, ilgili mevzuat hükümleri çerçevesinde ve ilgili dengeleme biriminin bağımsız olarak ölçülmesini sağlayacak şekilde değiştirmeleri esastır. Belirtilen süre içinde sayaç yerlerini değiştirmeyen üretim tesisleri sadece uzlaştırmaya esas veriş çekiş birimi olarak faaliyetlerini sürdürebilirler.

Teklif bölgelerinin belirlenmesi

GEÇİCİ MADDE 7 – (1) Sistem İşletmecisinin, iletim kısıtlarını gün öncesi piyasasına dayalı olarak ilk kez yönetmesine ihtiyaç duyması durumunda, Gün Öncesi Piyasasında geçerli olacak teklif bölgelerinin, uygulamanın işlerlik kazanmasından en az 6 ay öncesinde Sistem İşletmecisi tarafından belirlenerek Piyasa İşletmecisine ve piyasa katılımcılarına duyurulması esastır.

Otomatik Sayaç Okuma Sisteminin kurulması

GEÇİCİ MADDE 8 – (1) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren en geç 36 ay içerisinde OSOS kurulmasına ilişkin çalışmalarını tamamlar. Bu sürenin bitimine kadar TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerden OSOS kurulum işlemlerini tamamlayamamış olanlara bu Yönetmeliğin sayaç okunmasına ilişkin 81 inci maddesinin beşinci fıkrasında belirtilen hükümler uygulanır.

Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar

GEÇİCİ MADDE 9 – (1) Teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından 1/3/2010 tarihine kadar belirlenerek Kuruma teklif edilir.

Kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi

GEÇİCİ MADDE 10 – (1) Kayıp katsayıları hesaplama metodolojisi bu Yönetmeliğin yayımlanmasından itibaren en geç 1 ay içinde Kurum tarafından belirlenir.

Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin esaslar

GEÇİCİ MADDE 11 – (1) Dengeleme güç piyasası kapsamındaki yük alma ve yük atma talimatlarının etiket değerlerinin belirlenmesine ilişkin usul ve esaslar TEİAŞ tarafından bu Yönetmeliğin yayımlanmasını takip eden 2 ay içinde belirlenerek TEİAŞ resmi internet sitesi aracılığıyla piyasa katılımcılarına duyurulur.

Yürürlük

MADDE 143 – (1) Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.

Yürütme

MADDE 144 – (1) Bu Yönetmelik hükümlerini Başkan yürütür.