Türkiye ve Avrupa Elektrik Sistemlerinin Senkron Paralel Bağlantısı ve Kısıtlılık Yönetimi: Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi / Synchronous Parallel Connection of the Turkish and European Ele

Özata H., Aydın M., Türkiye ve Avrupa Elektrik Sistemlerinin Senkron Paralel Bağlantısı ve Kısıtlılık Yönetimi: Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi, Cilt 3, Sayı 5, Syf 27-33, Haziran 2013

Türkiye ve Avrupa Elektrik Sistemlerinin Senkron Paralel Bağlantısı ve Kısıtlılık Yönetimi: Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi

Synchronous Parallel Connection of the Turkish and European Electricity Systems and Congestion Management: Flow Based Coordinated Auction

Methodology

Hakkı Özata1, Musa Aydın2

1Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu hohozzaattaa@@eeppddkk.o.orgr.gtr.tr

2Elektrik-Elektronik Mühendisliği Bölümü Selçuk Üniversitesi ayadydinin@@sseellccuukk.e.deud.utr.tr

Özet

Elektrik üretim ve tüketim birimlerinin serbest olarak enerji alışverişleri yapması bazen hat kapasiteleri tarafından kısıtlanır. Enerji iletim hatlarında meydana gelen bu kısıtlar ise her zaman elektrik enerjisi birim maliyetlerini yükseltir, amaçlanan rekabetçi serbest piyasa ortamı sağlanamaz ve bazı üreticilerin haksız kazanç sağlamasına neden olabilir. Bu da elektrik enerjisinin topluma maliyetini artırır. Hat kısıtlamalarının söz konusu olduğu enterkonnekte hatlarda çeşitli kısıtlılık düzenleme metotları uygulanır ve enerji alışveriş programları buna göre belirlenir. Piyasa tabanlı kısıtlılık metotlarından Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Metodunun, enterkonnekte hatlardaki fiziksel yük akışını esas alması ve piyasa katılımcısına daha çok ekonomik sinyaller vermesi nedeniyle Avrupa’da ve ülkemizin de içinde yer aldığı Güneydoğu Avrupa Bölgesi’nde teknik ve ekonomik açıdan uygulanabilir olduğu belirlenmiştir. Bu makalede 2010 yılı yaz puant dönemine ait Güneydoğu Avrupa (SEE) ülkelerinin elektrik sistemleri ile birlikte Türkiye elektrik sisteminin modeli referans alınarak yük akış duyarlılıklarını belirleyen Güç Transfer Dağıtım Faktörleri (GTDF) matrisleri hesaplanmıştır. Örnek kapasite ihale teklifleri üzerinden mali uzlaştırma (clearing) prosedürü uygulanarak sistem marjinal fiyatları ve İletim Sistem İşletmecilerine (TSO) ödenecek kısıt gelirleri belirlenmiştir. Makalede ayrıca 18 Eylül 2010 tarihinde gerçekleşen Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Elektrik Sistemine (ENTSO-E) senkron paralel bağlantısının Güneydoğu Avrupa Bölgesindeki enterkonnekte sınır hatlarındaki yük akışlarına ve bölgedeki mevcut şebeke kısıtları üzerindeki etkisi de incelenmiştir.

Anahtar Kelimeler: Elektrik Piyasaları, Elektrik Piyasalarında Kısıt Yönetimi, Kapasite Tahsisi, Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi, Türkiye Elektrik Sistemi.

Abstract

The free trade of energy between electricity suppliers and consumers is sometimes constrained by the transmission congestions. The constraints in the transmission lines increase the unit cost of electrical energy, the target competitive market can’t be maintained and some of the producers may obtain unfair return which increases the cost of electricity for the society. Various congestion regulation methods are applied for the congested interconnection capacity and the energy exchange programs are determined accordingly. As it considers the physical flows in the interconnection lines and gives more economical signals to the market players, Flow Based Coordinated Auction Method which is one of the market based congestion methods is recognized as technically and economically applicable in Europe and South East Europe which also includes Turkey. In this paper, Power Transfer Distribution Factors (PTDF) matrices which determine the power flows sensitivities by using the models of Turkish and South East European electricity systems in 2010 summer peak period are calculated. The congestions revenues and system marginal prices are determined by applying the financial clearing procedure based on the sample auction bids. Furthermore, in this study, also the effects of synchronized parallel connection of Turkish system to the European electricity system (ENTSO-E) which was realized on 18th September, 2010, on the load flows in interconnection lines and the existing network congestions in South East Europe has been analyzed.

Keywords: Electricity Markets, Congestion Management in Electricity Markets, Capacity Allocation, Flow Based Coordinated Auction Method, Turkish Electricity System.

1. Giriş

Bir bölgede ihtiyaç duyulan elektrik enerjisi miktarının o bölgedeki elektrik enerjisi üretim miktarı ile sistemin diğer noktalarından bölgeye aktarılabilecek elektrik enerjisi miktarının toplamından fazla olduğu (tüketim fazlalığı) veya bir bölgede gerçekleşmesi istenilen elektrik enerjisi üretim miktarının o bölgedeki elektrik enerjisi tüketim miktarı ile bölgeden sistemin diğer noktalarına aktarılabilecek elektrik enerjisi miktarının toplamından fazla olduğu durumlarda (üretim fazlalığı) sistemde kısıt vardır. Elektrik enerjisi açığı olan bir bölgeye sistemden aktarılabilecek miktarın açığı kapatamayacağı veya elektrik enerjisi fazlası olan bir bölgeden sistemin diğer noktalarına aktarılabilecek miktarın, fazlalığın tamamını gideremeyeceği durumlarda sistemde kısıt yaşanması kaçınılmazdır.

Bir sistemde yaşanan kısıtlar geçici veya yapısal nedenlere dayalı olabilirler. Sistemde teknik arızalar, belirli piyasa koşulları veya bakım/revizyon amacıyla hizmet dışı olan hatlar nedeniyle geçici kısıtlar yaşanabilir. Bu tür kısıtlar, yapısal sorunlardan kaynaklananlara göre çok daha az ve kısa süreli görülürler. Yapısal nedenlerden kaynaklanan kısıtlar ise, şebekenin mevcut kapasitesi veya ihtiyaç duyulan bölgelerde yapılan yerel elektrik üretiminin yeterli gelmemesi ile ilgilidir ve uzun süreli olarak görülürler. Bu iki kısıt türünü birbirinden ayırmak çoğu zaman kolay değildir. Ancak, kısıtların hem yaşandığı anda giderilebilmesi hem de uzun süreli kalıcı çözümlerin getirilebilmesi için kısıtların gerekçelerini iyi analiz etmek ve uygulanacak kısıt yönetimi metodunu bu analizlerin sonucuna göre belirlemek gerekir [1].

Avrupa elektrik piyasasında artan nükleer ve kömür kaynaklı üretim kapasitesi ile dominant doğalgaz çevrim ve petrole dayalı termik santrallardan kaynaklı ülkeler arasındaki üretim fiyatlarında kayda değer farklılıklar vardır. Bu fiyat farklılıkları, birbirine enterkonnekte olarak bağlanmış ülkeler veya elektrik sistemleri arasında sürekli artan güç alışverişlerine neden olmaktadır. Ayrıca sınır ötesi iletim kapasite sınırlamaları, daha verimli ticari alışverişlerin gerçekleşmesinin önünde en ciddi engellemeyi oluşturmaktadır [2].

Güneydoğu Avrupa (SEE) bölgesinde elektrik enerjisi ticaret hacmi gittikçe artmaktadır. Ülkeler arasındaki bağlantı (enterkonneksiyon) hatları, önceleri acil durumlar ve büyük üretim arızalarında ülkeler arasında yardımlaşma amaçlı tesis edilmişler ancak piyasaların serbestleşmesi sonrası artan enerji ticareti ile birlikte daha da önemli hale gelmişlerdir. Bu kapsamda yapılan çalışmalar incelendiğinde Vukasovic ve Skuletic’in makalesinde Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi ve PTDF matrisinin çeşitli hesaplama metotları incelenmiştir. Makalede ayrıca Karadağ-Arnavutluk sınırında örnek PTDF matris hesaplaması yapılmıştır [3].

Pils, makalesinde, Güneydoğu Avrupa’da koordineli sınır ötesi kısıtlılık yönetimi (Koordineli İhale) konusundaki gelişmeleri incelemiştir [4].

Bu çalışmada 2010 yılı yaz puant (maksimum yük) koşullarında Türkiye elektrik sisteminin gerçek şebeke modeli Güneydoğu Avrupa bölgesindeki şebeke modelleri ile birleştirilerek ilk defa yapılan bu çalışma ile Türkiye Elektrik

Sisteminin Avrupa Elektrik Sistemine (ENTSO-E) senkron paralel bağlantısı ile Güneydoğu Avrupa Bölgesindeki mevcut hat yüklenmeleri ve kısıtlılıkların büyük oranda azaldığı yapılan analizlerle tespit edilmiştir.

2. Koordineli İhale Yöntemi

Son zamanlarda Kıta Avrupa ve ülkemizin de içinde yer aldığı Güneydoğu Avrupa Elektrik Piyasasında kullanılmak üzere Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale (Flow Based Coordinated Auction) metodolojisi geliştirilmeye çalışılmaktadır.

European Transmission System Operators (ETSO), yük akışı tabanlı yapılan kapasite tahsislerini, enerji ve sınır ötesi hat kapasite ihalelerinin merkezi bir kuruluş tarafından optimize edilen uluslar üstü (supra-national) bir yaklaşım olarak nitelendirmiştir. Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Metodu (Flow Based Coordinated Auction) ya da kısaca Koordineli İhale Metodunda herhangi bir enterkonnekte hatta tüm yük akışlarının etkisi, hattın belirlenen fiziksel kapasitesinin üzerinde ise MW başına en düşük kısıtlılık bedeli teklifinden başlayarak tekliflerin hat kapasitesine sahip olma şansı azalmaktadır. Aslında yöntemin özünde ihale teklif setlerinin belirli sınırlamalar altında ihale edilen bölgesel transfer kapasitelerinin en yüksek piyasa değerini verecek şekilde kullanılmasına dayanır [5].

Bu metot Almanya, Polonya, Slovakya, Macaristan, Avusturya ve Slovenya’yı içerisine alan Central East Europe (CEE) bölgesinde uygulanmaya başlamıştır.

Bütünleşmiş ve merkezi bir elektrik piyasası olmayan ve oldukça girift bir yapıya sahip olan Avrupa elektrik sistemi ve piyasasında kısıtlılıkları çözmek için en uygun çözüm mekanizması Koordineli İhale Yöntemidir. Koordineli İhale Yönteminin başarılı bir şekilde yürütülebilmesi, İletim Sistemi İşletmecileri arasındaki sıkı işbirliğine bağlıdır. Sistem topolojisi (modeli) en iyi ve doğru bir şekilde oluşturulmalıdır. Topoloji bilinmeksizin yük akışlarının hesaplanması da mümkün değildir [6].

Bu metotta temel yaklaşım, iki veya daha çok bölge arasındaki yük akışının diğer enterkonnekte hatların fiziksel yük akışlarında ne oranda bir değişme olduğunu belirleyen Yük Akış Dağılım Faktörlerini dikkate almaktadır. PTDF matrisleri genellikle yüzdesel (%) olarak hesaplanır. PTDF matrisleri kullanılarak ticari akışlar gerçek fiziksel akışlara dönüştürülmektedir. Buna göre Net Transfer Kapasitesi (NTC) programı yerine kullanılabilir hat kapasitesi (Border Capacity) olarak tanımlanan yük akışlarındaki fiziksel sınırlamalar göz önüne alınmaktadır.

Koordineli İhale metodu şebekedeki ve enterkonneksiyon bağlantılarındaki fiziksel yük akışlarını PTDF matrisleri aracılığıyla daha hassas olarak belirlediği için Net Transfer Kapasitesini esas alan yöntemlere göre daha güvenilir ve sürdürülebilir bir sistem işletmesinin yapılmasını sağlar. Böylece piyasa oyuncularına daha güçlü ve güvenilir bir ekonomik sinyal verilmiş olacaktır. Ayrıca sınırlı şebeke kapasitesini maksimum verimde ve dolulukta kullanılmak, elektrik enerjisinin üretim maliyetlerinin daha düşük olmasını ve dolayısıyla ekonomik refahın artmasını sağlar.

Özata H., Aydın M., Türkiye ve Avrupa Elektrik Sistemlerinin Senkron Paralel Bağlantısı ve Kısıtlılık Yönetimi: Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi, Cilt 3, Sayı 5, Syf 27-33, Haziran 2013

3. Power Transfer Distribution Factor (PTDF)

PTDF matrisleri, herhangi bir İletim Sistemi İşletmecisi (Transmission System Operator -TSO)’dan diğer TSO’ya elektrik enerjisi transferi yapıldığında tüm sınır TSO’lar arasındaki enterkonneksiyon hatlarındaki (her iki yöndeki) yük akışlarına etkisini gösterir. PTDF matrisleri her bir sınır için enterkonneksiyon hatları için toplu olarak belirlenir. Hesaplamalarda DC yük akışı kullanılmaktadır.

Yapılan yük akış analizi sonucunda sınır hattındaki yük akışlarındaki değişim o sınır için PTDF’yi gösterir.

(1)

Burada ΔP TSO A’dan (kaynak TSO) TSO B’ye (hedef TSO) aktarılan güç değişim miktarı, ΔPi ise i.nci sınır hattındaki güç değişim miktarıdır [7].

PTDF matrisleri Koordineli İhaleye katılan komşu ve komşu olmayan tüm TSO’lar arasındaki mümkün olan güç alışverişleri için hesaplanır. Teorik olarak PTDF’ler ΔP=1 kW hassasiyetinde hesaplanır.

Bu çalışma çalışması kapsamında elde edilen modellere bağlı olarak yapılan yük akış analizleri neticesinde Yunanistan TSO’su olan HTSO için elde edilen sayısal matris Tablo 1’deki gibidir.

Tablo 1: HTSO (Yunanistan) için PTDF matrisi

miktarlarına (hacimlerine) etkisini gösterir. Buna göre optimizasyon problemi aşağıdaki gibi lineer denklem seti şekilde yazılabilir [9].

…(2)

(3)

(4)

(5)

Uzlaştırma işlemi sonucunda uzlaştırmaya esas nihai fiyat, kısıta uğrayan hat kapasitesi için marjinal fiyat (MCP) olarak da isimlendirilir, yani kısıta neden olan en son tamamen ya da kısmen kabul edilen teklifin fiyatıdır. Kompleks ve girift yapıdaki şebekelerde marjinal fiyatların hesaplanması çok önemlidir. Kabul edilen ihale tekliflerinden elde edilen ücretler c(x,y), elektrik sistemindeki kısıtlılıkların giderilmesi amacıyla kullanılır. İhale sonucunda kabul edilen güç (Pacc[b(x,y)]) için elde edilen toplam gelir (R), kısıta uğrayan sınır için PTDF değerleriyle belirlenen her bir teklife ait teklif miktarıyla marjinal fiyatın çarpımı şeklinde belirlenir.

(6)

(7)

4. Uzlaştırma

N adet ülke/TSO ve I adet enterkonneksiyondan (sınır) oluşan bir elektrik sistemi düşünülsün. Her bir zεI enterkonneksiyonu belirli bir kullanılabilir hat kapasitesi [ABC] ile sınırlıdır. Modellenen bölge içerisinde enerji transferinin gerçekleşeceği, x(xεN) herhangi bir kaynak ülke/TSO, y(yεN) herhangi bir hedef ülke/TSO, ihale teklif fiyatı p[b(x, y)] ve ihale teklif miktarı P[b(x, y)] olarak gösterilmek üzere B adet ihale (bid) teklifinden oluşan bir set olduğu varsayılsın. Clearing (uzlaştırma) işlemi sonucunda her bir teklif için kabul edilen teklif miktarı (accepted amount- Pacc[b(x,y)]) belirlenir. Elektrik sistemi (şebekesi) PTDF matrisleri ile temsil edilir. PTDF (x,y,z) matrisleri aslında bölgedeki tüm x (kaynak ülke/TSO) - y (hedef ülke/TSO) çifti kombinasyonları için her bir zεI enterkonneksiyonundaki yük (güç) akışlarının ihale teklif

5. Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Metodolojisi

Çalışma kapsamında koordineli ihale uygulaması için referans alınan zaman dilimi, yaz puantının gerçekleştiği 18 Ağustos 2010 Çarşamba günü saat 10:30 (Central East TimeCET)’dur.

5.1. Modellenen bölge

Şekil 1: Güneydoğu Avrupa’da modellenen bölge Koordineli İhale uygulaması için modellenen bölge, Güneydoğu Avrupa’daki ülke/TSO’lar: Türkiye (TR/TEİAŞ),

Bulgaristan (BG/ESO), Yunanistan (GR/HTSO), Romanya (RO/TEL), Ukrayna (UKR/UKR), Macaristan (HU/MAVIR), SBırubligstaarnista(nRS(B/EGM/ESS),O)K, aYraudnaağnist(aMnE(/GEPRC/HGT),SOM),akReodmonanyyaa (M(RKO//MTEELP)S,OU)k, rayAnrana(UvuKtlRuk/UK(RA)L, /MAaTcSaOris),tan B(HosUn/aM-HAeVrsIeRk), (BSAırb/NisOtaSn), (ARvSu/sEtMurySa), (AKTa/rAadPaGğ), H(MırEva/EtiPstCanG)(,HRM/HakEePd)onvyea S(lMovKen/MyaEP(SSIO/E),LESA)rnoalvmuatlkuküze(rAeL1/A4TaSdOe)t, ülkBeoysin/Ta-SHOe’rysuek k(aBpsAa/yNaOn Sb)ö,lgAevduirst(uŞreykail(1A)T. /YAüPkGa)k, ıHş aırnvaaltiizsltearni i(çHinRS/HieEmPe)nvse PSTlIovteanryafaın(dSaIn/ELgEelSiş)tiroillemnakPoüwzeerre S1y4steamdet Süimlkueylait/oTrSOfo’yru Eknagpinsaeyearinngbö(PlgSeSd-iEr )(Şperkoiglr1am). ıYküukllaankıılşmaınşatılri.zleri için Siemens PTI tarafından geliştirilen Power System Simulator for

5E.2n.ginDeeurirngum(PS-1S:-E)TprüorgkraimyıekuEllalneıklmtrışitkır. Sisteminin (TEİAŞ) Modele Dahil Edilmediği Durum 5.2. Durum-1: Türkiye Elektrik Sisteminin B(iTrinEciİAdŞur)uMmdoa,deGleünDeyadhoğiluEAdvilrmupeadbiğöilgDesuinrdue mTEİAŞ (Türkiye) elektrik sisteminin modele dahil edilmediği durum elBeirainlıcnimıdşutırru. mTdaab,loG-2ü’dneeybduoğduurAumvruiçpian ibhöallgeestienkdlief sTeEtlİeAriŞ y(eTr üarlkmiayke)taedlıerk[t8r]ik. sisteminin modele dahil edilmediği durum ele alınmıştır. Tablo-2’de bu durum için ihale teklif setleri yer almaktaTdaıbrl[o8-]2.: Durum-1 için ihale teklifleri

No Kaynak 1 TEL

TaHHbTelSdoeO-f2:

DuruFAimrm-a1

iTçeinklifihmaiklteartı e(MkWli9)f0leTreiklif

fiyatı

(€/MWh) 14,88

2 TEL No3 EMKaSynak

4 1MTEEPLSO 5 2ESTEOL 6 3TEELMS 7 4TEMLEPSO 8 5EMESSO 9 6TETLEL 10 7TETLEL 11 8ESEOMS 12 9ESTEOL 1310NOTESL 1411EMESSO 1512NOESSO 1613NONOSS 1714EMEMSS 1815EMNOSS 16 NOS

EMS MHEePdSeOf HTHSTOSO HTESMOS MMEPESPOSO MHETPSSOO NOHTSSO MMEPESPOSO HTMSEOPSO EMNOSS HTMSEOPSO MHETPSSOO EPECMGS ATHSTOSO EPMCEGPSO HTESPOCG MAETPSSOO

B BFirma BA BB AB AB BB AA CA AB CA AC AA CC CA CA CC

Teklif miktarı (M46W00) Teklif fiyatı (€/11M22W,,66h55)

121,46,588

81,29,365

71,14,416

51,19,516

12020

5,83,593

5,72,044

3,57,295

11020

3,57,235

2,52,320

1,31,172

0,32,272

0,21,523

51000

0,10,711

Elde1178edEEMMilSSen sonuHMçTlEaSPrOSaOşağıdaCCyer almaktadır.

100 50

5E.2ld.1e .edTileemn seolnduçularruamşağyıdüakyearkaılmşlaakrtaıdır.

T5E.İ2A.Ş1. sTisetemmeinlindumroudmeleydüakhial keıdşillmaredı iği durumda elde edilen temel durum yük akışları Tablo-3’de verilmektedir. TEİAŞ sisteminin modele dahil edilmediği durumda elde edilenTatebmloe-l3d:uDruumruymü-k1aikçıişnlaterımTealbdluor-u3m’deyüvkerailkmışelakrtıedir.

SEE fTromabEMloS-3E:MSDuErMuSm-E1MSiçiEnMSteEmMeS l EdPCuGruEmPCGyüMkEPSaOkıTşElLarıESO HTSO

SEE ftroomTEELMS ESEOMSMEPESMOS ATESMOSEPECMGSNOEMSS NEOPSCGATESPOCGHMTSEOPSOESTOELHTESSOOATHSTOSO MW to-2T9,E3L -40E1S,1O M35E6P,S2O A0T,S4O E70P,C5G22N0O,4S-37N1O,4S A82T,S6O H9T2S,5O 47E0S,7O 5H48T,S5O A98T,S4O

Tablo-3M’dWe -h29e,3r -4b01i,1r ü3l5k6,2e/TS0,4O 70a,5ra2s20ı,n4 d-3a71k,4i e82n,6terk9o2,5nn47e0k,7si5y48o,5n 98,4 hatlarındaki temel durum (ülkeler arasında elektrik enerjisi trTanabsfleor-i3’deyahpeırlmbaidrığüılke/dTuSrOuma)rasıngüdçaki e(ynütekr)konnaekkışsliayroın ghöarütllamrıenkdtaekdiir.temel durum (ülkeler arasında elektrik enerjisi transferi yapılmadığı durum) güç (yük) akışları görülmektedir.

TEİAŞ sisteminin modele dahil edilmediği durum için elde

edTiEleİnAtŞemsiesltedmuriunmin ymükodaeklıeşldaraıhTilaebdloil-m4’eddeiğvierdiulmruemkteidçiinr. elde

edilen

temel durum Tablo-4:

yDüukruakmış-1lairçı iTnaibhlaole-4s’odneuvçelrairlımektedir.

Tablo-4: Durum-1 için ihale sonuçları

NoNoKayKnaayknak HedHeefdef 1 T1ELTEL HTSHOTSO 2 T2ELTEL EMSEMS 3 E3MSEMS MEPMSEOPSO 4 M4EPMSEOPSO HTSHOTSO 5 E5SOESO HTSHOTSO 6 T6ELTEL MEPMSEOPSO 7 T7ELTEL MEPMSEOPSO 8 E8MSEMS NOSNOS 9 T9ELTEL MEPMSEOPSO 10 1T0ELTEL HTSHOTSO 11 1E1SOESO EMSEMS 12 1E2SOESO HTSHOTSO 13 1N3OSNOS MEPMSEOPSO 14 1E4MSEMS EPCEGPCG 15 1N5OSNOS ATSAOTSO 16 1N6OSNOS EPCEGPCG 17 1E7MSEMS HTSHOTSO 18 1E8MSEMS MEPMSEOPSO

FirmFairmaTekTliefkmliifkmtairkıt(aMrıW(M) WT)ekTliefkfilyifaftiıy(a€t/ıM(€W/MhW) h) KabKualbeudlileednilgeünçg(üMçW(M) W) MarMjinaarjlinCalel Carlienagrifniygaftiıy(a€t/ıM(€W/M) W)

90 90

14,8184,88

90,0900,00

7,847,84

60 60

60,0600,00

9,729,72

8,938,93

28,8228,82

7,677,67

120120

1201,0200,00

5,205,20

13,1133,13

10,0100,00

2,232,23

1,111,11

1001,0000,00

0,990,99

0,220,22

0,150,15

0,070,07

Tablo-4’de ihale tekliflerinden (turuncu renk ile işaretli olan);

11 nolu teklif- ESO’dan EMS’ye 50 MW, Tablo-4’de ihale tekliflerinden (turuncu renk ile işaretli olan); 12 nolu teklif- ESO’dan HTSO’ya 20 MW, 11 nolu teklif- ESO’dan EMS’ye 50 MW, 14 nolu teklif- EMS’den EPCG’ye 20 MW , 12 nolu teklif- ESO’dan HTSO’ya 20 MW, 16 nolu teklif- NOS’dan EPCG’ye 50 MW, 14 nolu teklif- EMS’den EPCG’ye 20 MW , 17 nolu teklif- EMS’den HTSO’ya 100 MW 16 nolu teklif- NOS’dan EPCG’ye 50 MW, 18 nolu teklif- EMS’den MEPSO’ya 50 MW’lık 17 nolu teklif- EMS’den HTSO’ya 100 MW teklifler kabul edilmemiştir. 18 nolu teklif- EMS’den MEPSO’ya 50 MW’lık Ve yine Tablo-2’deki teklifler arasından (Tablo-4’de mor tereknlikfleilrekiaşabrueltleidoilmane)miştir.

V8enoyliunetekTlaifb-loE-M2’Sd’edkeintNekOliSfl’ear50arMasıWndtaenkli(fTinab2l8o,-842’dMe Wm’oı,r renk ile işaretli olan) 9 nolu teklif- TEL’den MEPSO’ya 10 MW’lık teklifin 7,67 8MnoWlu’ıtekkıslmif-i EolMarSak’dkeanbNulOeSd’ialm5i0ştMir.W teklifin 28,82 MW’ı,

9 nolu teklif- TEL’den MEPSO’ya 10 MW’lık teklifin 7,67 MW’ı kısmi olarak kabul edilmiştir.

Özata H., Aydın M., Türkiye ve Avrupa Elektrik Sistemlerinin Senkron Paralel Bağlantısı ve Kısıtlılık Yönetimi: Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi, Cilt 3, Sayı 5, Syf 27-33, Haziran 2013

5.2. 3. Yük Akışları ve Sınır Hat Kapasiteleri

5T.2E.İA3Ş. YsiüstkemAinkinışmlaordıevleedSahınilıredHilmaetdKiğiapduarsuimteliçeirni elde edilen sınır hat kapasiteleri ve yük akışları Tablo-5’de

TvEeİrAilŞmeskistetedmiri.nin modele dahil edilmediği durum için elde

edilen sınır hat kapasiteleri ve yük akışları Tablo-5’de veTrialmbleok-t5e:diDr.urum-1 için yük akışları ve sınır hat kapasiteleri

Tablo-5: DuYrüukmAkı-ş1ı için yKaüpkasiatekışları veYsükınAkıırşıhat kapasiteKlaeprasiite

SINIR EMS_TEL EEMMSSSI__NMEIRSEOPSO EEMMEESSMM__SSET__ESEALOTPSCOG EMESM_SM_ENPOSSO EMESP_CAGT_SNOOS EEEMMPMETCESSPEGL__CP_EN_GSENPO_OSCOSA_OGSTHSTOSO EPECSGO__AHTTSSOO MEHPTSSOO__AHTTSSOO TEL_ESO

[MW] Yü[kM217A4W613k,,],53ı0ş101ı

[MW] Ka[Mp322a011Ws721]i,,,t000e000

716143,,359801,,3734

22112197,,6800,,000000

2433,30,100

3073,30,000

481,384,28

761,8000,00

133893129,,,84720167038,,,004009

1398382209,,44,00100700,0,,000000

912,5050,80

913,9040,00

1863,34,955

24101,040,00

[MW] Yü[kM---194AW341k],,,ı760ş103ı --4914--4,,0068,30,4552 -13-4,791,81

-0-1,4354,00 ---144398--4-38,,885,570,12,,7013599 -8,07,500 -87-6,189,45 -35,39

[MW] Ka[Mp-2-24a2W04s27],i,0t,00e000 2-42-412-,15,002,000,000 -20-171,070,00

-5-1,0304,00 ---111113---42427279,,,900069,0000,,00000 -2-92,2080,00 -29-160,030,00 -479,00

E5SO._2HT.S4O. Kısı2t55l,8a0r 394,00

-228,00

HTSO_ATSO 33,55

114,00

-68,45

-103,00

Tablo-5’de verilen sınır hat kapasitelerine göre yük akışları

5di.n2ucr.eu4lme.nKddaiığosilınutdşlaea,nrTkıEsıİtAlıŞlıkslaisrtıenminin modele dahil edilmediği

iTnFacoberllowe-na5dr’didğeyinövdneedr,eilTenEİsAınŞır

hat kapasitelerine sisteminin modele

göre yük akışları dahil edilmediği

durumda olEuMşaSn k–ısNıtOlıSlıkların

Forward yöEnPdCe G-ATSO  TEL-ESO

 EMS – NOS Reverse EyöPnCüGnd-Ae TSO

 TEESLO-E–SOEMS (EMS-ESO’nun tersi yönünde) Reverse yöNnüOnSd-eEPCG (EPCG-NOS’un tersi yönünde)

sınırElaSrOın–daEmMeSyd(EanMa Sg-eEldSiOği’nguönrütlemrseikyteödniürn. de)



5.3.

DNuOruS-mEP-2C:G (TEPüCrGk-iNyOe S’Eunletekrtsri iykönüSndiset)eminin

(TEsıİnAırlŞar)ınMdaomdeeyldeanDaaghelidliEğidgiölrdüilmğiekDteudriru. m

5İ.k3i.nciDduurruummda-,2:GünTeüydrokğiuyeAvErulpeaktbröilgkesinSdiesktei müliknelienre

(TdilaaEhvieİlAeodlŞailr)daikMğiTodEduİrAeulŞme

(DeTleüarhakliiıylnemE)ıdşetliıelrkd. tTirğiakbi lsDoisu6te’rmduainmbiun

de modele durum için

(t(Ht(iidİrhelDTTk3(Mi(H(ittaaaTkhheraDTTiEEh9vunankTllraSWEEi0ieeunİİrsaclllfSOuAAfieİİrcsilfe’eoOuAAemfaltŞŞMıredlredmetitŞŞavd))-rTirnkeu1iWlrmvde))-eünkdliarM1)ineneulriikifYM’)innğTkkmlafYY(ıTiutifTEkaYskiayd(auunhfdEkeeEİsrieraaunnahrıAutdeekİ’İ,rlaennaarAtdrodekAl2ŞcllaunnıiaorneeeGl4sŞac-ŞminıiinrknytMts0sao-üiai)tyattMtso(lrynnyaae)’aEMtaTiglanynee’aylk’EraePageüpryne’’yaaWrParaerrSıd’kaaaçlkera(SaokOal’eç(Mni(ı(laacğOHyskne(HmM)e(laouHseklmEHmr)dTğeToan)jliETüPişeıSlTıkanSAisaşemPşşSSlktiOSiiOtvaülaçmvSkıOtOeeiOveirdr)ar)kiOktnse.üeu)d)ır)iitsrlTae)pdıdrid.mi81rhndiedaiadiii.k8105rhğdasiğübiiB.l05fr0lğaeieşmblsBee.lMuo0lrBetrmiöreüMuserrBiülu6aWttrnüsMergee.ulrdaWi’tüsdMlkekamedkrdaiYWlesedkaliakeeaWiinilldailinlflneeeenilDebeialfldeirnekrDeeTuind(ueTTdnikrtiTaenkurTTrhadediüütdbnuianiyrrnreuüükrrebuilmankk(nkroryrülcmTukkı(iiemyo-a-ayylTEm1ii2neyapk--ştyyeeoE12n’’)epeaİeı’’eedddlAr’’kepilıİdda’’jddçeleeeAri1ıddieeacŞirljkkleles5nnnndaieeaeeŞ-ikkiisknn0ne-iii

390 MW’lık elektrik enerjisi transferinden (ihracat) 150

MW’ı Türkiye’den yapılacağı için diğer ülkelerden yapılacak

ihracat miktarı 240 MW’a düşürülmüştür. Yine aynı şekilde

Makedonya’ya (MEPSO) diğer ülkelerden yapılan 170

MW’lık elektrik enerjisi transferinden (ihracat) 80 MW’ı

Türkiye’den yapılacağı için diğer ülkelerden yapılacak

ihracat miktarı 90 MW’a düşürülmüştür. Diğer teklifler ise

MTaakbeldoo-2nyilae’yaaynıd(ırM[8E]P. SO) diğer ülkelerden yapılan 170

MTüWrk’ilyıek’deelnekTtryaiabkploıel-an6ce:arğjDiısui riutçrmiann-2sfdieçirğiinnerdiheanülelk(tieehlkeralridcfaleetn)ri

80 MW’ı yapılacak

iThaNrbaolco1a-tKT2EamiLylniekaatkayrnııd9ı0HHrTe[SdM8eO]fW. ’a

düşFüirmrüalmTüeşktülifrm. ikDtairğı e(MrWt)ekTliefklleifrfiyiasteı (€/MWh)

2 TEL

EMS

3 EMS TabloM-6E:PSDOurum-2B için ihale teklifleri 5

4 MEPSO No 5KEaySnOak

1 6TETLEL 2 7TETLEL 3 8EMEMSS 4 9MTEEPLSO 510ESTEOL 611TEELSO 712TEELSO 813EMNOSS 914TEELMS 1015TENLOS 1116ESNOOS 1217ESEOMS 1318NOEMS S 1419EMTESIAS

1520NOTESIAS

HTSO HHedTeSfO HTMSEOPSO EMMSEPSO MNEOPSSO HTMSEOPSO HTHSTOSO MEEMPSSO MHETPSSOO NOMSEPSO MEEPPCSGO HTASTOSO EMEPSCG HTHSTOSO MMEPESPOSO EPHCTSGO

ATMSEOPSO

B FiBrma AA BA BB BA BC AA AC BA AA CC AC CC AC AD

CE

Teklif miktarı (MW) 20Teklif fiyatı (€/MW1h1),16

30 5

141,18,816

12,86,593

12,76,544

12,56,595

11,51,635

11,51,620

8,39,372

7,34,472

5,29,523

81000

5,13,511

5,02,022

3,07,215

3,07,207

21050

21,02,350

10080

1,91,100

16 NOS

5.11378 .EE1MM.SSTemelHMTEdSPuOSrOum yCCük akışları

60 50

19 TEIAS

HTSO

D2u0ruTmEIA-S2 için MelEdPeSOedilen Etemel durum yük ak80ışları Tablo- 9,00

7’de verilmektedir.

5.3.1. TTaebmloe-7l:dDuurruumm-2yiçüinktaemkeışl ldaurruı m yük akışları

D7’SudEEre+uTvmRe-r2ifrlommiçEeMiknSteeEdMldiSre. EeMdSileEnMSteEmMSelEMdSuErPuCmG EPyCGükMEPaSkOışTlEaLrı ESTOabHTlSoO-TEİAŞ TEİAŞ TabtoloTE-L7:EDSOurMuEPmSO-2ATiSçOinEPCtGemNOeSl dNuOSruAmTSOyüHkTSOakıEşSOlarHıTSO ATSO ESO HTSO

MW 1,8 -348,9 174,7 -12,9 105,9 209,4 -293,5 40,2 -89,1 435,6 302,1 153,6 -252,9 484,2 SEE+TR from EMS EMS EMS EMS EMS EMS EPCG EPCG MEPSO TEL ESO HTSO TEİAŞ TEİAŞ

Tablo-7’de her bir ülke/TSO arasındaki enterkonneksiyon to TEL hatlarındaki tEeSOmeMlEPSdOuArTuSmO EP(CüGlkNOeSlerNOaSraATsSıOndHaTSOeleEkSOtriHkTSOenATeSrOjisESiO HTSO transferi yapılmadığı durum) güç (yük) akışları görülMmWekte1,8di-r34.8,9 174,7 -12,9 105,9 209,4 -293,5 40,2 -89,1 435,6 302,1 153,6 -252,9 484,2

Tablo-7’de her bir ülke/TSO arasındaki enterkonneksiyon hatlarındaki temel durum (ülkeler arasında elektrik enerjisi transferi yapılmadığı durum) güç (yük) akışları görülmektedir.

5.3.2. İhale Sonuçları

Tablo-8: Durum-2 için ihale sonuçları

No Kaynak Hedef 1 TEL HTSO 2 TEL EMS 3 EMS MEPSO 4 MEPSO HTSO 5 ESO HTSO 6 TEL MEPSO 7 TEL MEPSO 8 EMS NOS 9 TEL MEPSO 10 TEL HTSO 11 ESO EMS 12 ESO HTSO 13 NOS MEPSO 14 EMS EPCG 15 NOS ATSO 16 NOS EPCG 17 EMS HTSO 18 EMS MEPSO 19 TEIAS HTSO 20 TEIAS MEPSO

Firma Teklif miktarı (MW) Teklif fiyatı (€/MWh) Kabul edilen güç (MW) Marjinal Clearing fiyatı (€/MW)

40,00

7,98

1,71

1,33

8,93

46,04

5,95

23,59

2,23

100,00

0,15

0,07

150,00

8,34

E

Tablo-8’de ihale tekliflerinden (turuncu renk ile işaretli olan); 14 nolu teklif- EMS’den EPCG’ye 20 MW ,

16 nolu teklif- NOS’dan EPCG’ye 50 MW,

17 nolu teklif- EMS’den HTSO’ya 60 MW 18 nolu teklif- EMS’den MEPSO’ya 50 MW’lık teklifler kabul edilmemiştir. Ve yine Tablo-6’daki teklifler arasından (Tablo-8’de mor renk ile işaretli olan) 8 nolu teklif- EMS’den NOS’a 50 MW teklifin 46,04 MW’ı,

11 nolu teklif- ESO’dan EMS’ye 50 MW’lık teklifin 23,59 MW’ı kısmi olarak kabul edilmiştir.

5.3.3. Yük Akışları ve Sınır Hat Kapasiteleri

Durum-2 için elde edilen yük akışları ve sınır hat kapasiteleri Tablo-9’da verilmektedir.

Tablo-9: Durum-2 için sınır hat kapasiteleri ve yük akışları

SINIR EMS_TEL EMS_ESO EMS_MEPSO EMS_ATSO EMS_EPCG EMS_NOS EPCG_NOS EPCG_ATSO MEPSO_HTSO TEL_ESO ESO_HTSO HTSO_ATSO TEIAS_ESO TEIAS_HTSO

Yük akışı

Kapasite

57,17

197,00

14,52

206,00

159,56

350,00

41,07

82,00

40,28

95,00

20,95

163,00

77,57

103,00

121,80

283,00

168,24

261,00

158,06

448,00

35,72

99,00

93,10

407,00

222,81

250,00

Yük akışı [MW]

-76,18 -46,00 -17,88 -0,79 -37,87 -52,03 -154,00 -9,84 -120,12 -56,37 -0,55 -43,73 -85,91 0,00

Kapasite [MW]

-223,00 -46,00 -151,00 -2,00 -125,00 -115,00 -154,00 -19,00 -240,00 -447,00 -174,00 -118,00 -398,00 -492,00

5.3.4. Kısıtlar

Tablo-9’da verilen sınır hat kapasitelerine göre yük akışları incelendiğinde, TEİAŞ sisteminin modele dahil edilmediği durumda oluşan kısıtlılıkların

Forward yönde

 EMS – NOS

Reverse yönünde ise

 ESO – EMS (EMS-ESO’nun tersi yönünde)  NOS-EPCG (EPCG-NOS’un tersi yönünde)

sınırlarında meydana geldiği görülmektedir.

6. Sonuçlar

Elektrik sistem modelleri oluşturulurken 2010 yılı Ağustos ayı yaz puant değerleri esas alınmıştır. Çünkü yıl içerisinde en yüksek elektrik tüketimi (pik yük) yaz mevsimindeki puant döneminde gerçekleşmektedir. Dolayısıyla üretim ve tüketimin maksimum olduğu bu dönemde elde edilen yük akışları ve oluşan kısıtlar açısından daha gerçekçi sonuçlar vermesi açısından önemlidir.

Sonuç olarak yapılan yük akış analizlerinden Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Elektrik Sistemine (ENTSO-E) senkron paralel bağlantısı ile Güneydoğu Avrupa Bölgesindeki kuzey-güney eksenli hat yüklenmeleri ve kısıtlılıkların Türkiye-Bulgaristan (TEİAŞ-ESO) ve TürkiyeYunanistan (TEİAŞ-HTSO) enerji iletim hatlarının Net Transfer Kapasiteleri ölçüsünde büyük oranda azaldığı tespit edilmiştir.

Özata H., Aydın M., Türkiye ve Avrupa Elektrik Sistemlerinin Senkron Paralel Bağlantısı ve Kısıtlılık Yönetimi: Yük Akışı Tabanlı Koordineli İhale Yöntemi, Cilt 3, Sayı 5, Syf 27-33, Haziran 2013

Durum-1 ile Durum-2 arasındaki ihale sonrası net yük akışlarının karşılaştırılması Tablo-10’da verilmiştir. Buna göre Romanya-Bulgaristan (TEL-ESO), BulgaristanYunanistan (ESO-HTSO), Karadağ-Arnavutluk (EPCGATSO), Sırbistan-Makedonya (EMS-MEPSO), YunanistanArnavutluk (HTSO-ATSO) arasındaki yük akışlarının belirgin derecede azalmış olduğu görülmektedir. Ayrıca Makedonya-Yunanistan (MEPSO-HTSO) sınır hattındaki yük akışı sıfırlamış olup elektrik enerjisi Türkiye-Yunanistan (TEİAŞ-HTSO) hattı üzerinden Yunanistan, Makedonya ve Arnavutluk yönüne doğru iletilmektedir.

Tablo-10. İhale sonrası net yük akışları karşılaştırması

Ayrıca Tablo-11’de ihale sonrası genel bir karşılaştırma yapılmıştır. Türkiye Elektrik Sisteminin Avrupa Elektrik Sistemine (ENTSO-E) senkron paralel bağlantısı ile Güneydoğu Avrupa bölgesindeki şebekenin fiziksel koşullarından kaynaklanan kısıtlı hat sayısında %40’lık bir azalma sağlanmış ve buna bağlı olarak da Güneydoğu Avrupa Bölgesindeki TSO’ların gelirlerinde %33’lük bir azalma meydana gelmiştir. Buna karşılık ise ihale sonrası kabul edilen güç 556,5 MW’dan 659,3 MW’a çıkarak ticaret hacmi %18 artmıştır.

Tablo-11. Durum-1-Durum 2 karşılaştırması

7. Vazgeçme

Yukarıda yer alan bilgilerin hiçbir şekilde resmi bağlayıcılığı yoktur.

8. Kaynaklar

[1] Kölmek F., “Serbest Elektrik Piyasalarında Kısıt Yönetimi”, Uzmanlık Tezi, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Ankara, 2009.

[2] Genesi C., Marannino P., Montagna M., Rossi S., SivieroI., Zanellini F., “Cross Border Transmission Capacity Allocation by Multilateral Market Coupling”, 14th IEEE Mediterranean Electrotechnical Conference (MELECON), 744-749, 2008.

[3] Vukasovic M., Skuletic, S., “Implementation of Different Methods for PTDF Matrix Calculation in Flow-based Coordinated Auction”, International Conference on Power Engineering, Energy and Electrical Drives, POWERENG, 791-795, 2007.

[4] Pils M., “Development of Coordinated Cross-border Congestion Management in the SEE Region”, Power&Energy Society General Meeting IEEE PES’09, 1-3.

[5] “Regional Flow-based Allocations-State of Play”, European Transmission System Operator –ETSO, 2007, https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_librar y/publications/etso/Congestion_Management/ETSO _flow-based allocation_final12Mar2007.pdf.

[6] Purchala K., Meeus L., Belmans R., “Implementation Aspects of Coordinated Auctioning for Congestion Management”, Power Tech Conference Proceedings IEEE, Bologna, 2003.

[7] “Dry-run 2007 Coordinated Auctions in SEE Region”, European Transmission System Operator. 2007.

[8] Özata H., Aydın M., “Congestion Management in South East Europe (SEE) in Integration Process of Turkish and European Electricity Systems by Using Flowbased Coordinated Auction Methodology” 3rd World Conference on Information Technology, University of Barcelona, Barcelona, 14-16 November, 2012.

[9] “Coordinated Auctioning: A Market Based Method for Transmission Capacity Allocation in Meshed Networks, European Transmission System Operator – ETSO, 2001.