ELEKTRİK TARİFESİNDE MARJİNAL MALİYET YÖNTEMİ

MARGINAL COST JN ELECTRIC

ELEKTRİ K POWER PRINCING

ABSTRACT

TARİFESİNDE

Modern societies have

become increcasingly dependeııt on

various types of energy resources

among which elektric povver has

M ARJ İ NAL MALİ Y ET occupied a dominant position. in addition, electricity is the most

important infrastructure sector in

every country. This study focused on

Y ÖNTE M İ the importance of adopting the correct power pricing policies to maximize the net economic benefıts of

electricity consumption to society. For

this reason, the marjinal cost

compenents of tariff have been

studied Since the generation marginal

cost components have the great

portion in electrical tariff, the

marginal capacity cost and the

marginal energy cost have been

calculated for Turkish Electrical

ÖZET

System. VVhile the marginal capacity cost of generation is calculated

Toplumların çeşitli enerji kaynaklarına ve özellikle elektrik enerjisine analitically, for the marginal energy bağımlılıkları giderek artmaktadır. Ayrıca elektrik sektörü her ülkenin en cost calculation by using Balerioux

önemli alt yapı sektörlerinden biridir. Bu çalışmada; elektrik tüketiminden elde edilecek net ekonomik faydayı maksimize edecek doğru tarife politikalarının oluşturulmasına çalışılmıştır. Bu nedenle marjinal maliyetle tarife yöntemi incelenip, tarifede en büyük paya sahip olması nedeniyle

Booth Technique "Equivalent Load Curve Probabilistic Simulation Model" has been developed and implemented to Turkish Electrical

marjinal maliyet bileşenlerinden üretimden gelen marjinal maliyetler Türkiye System. This model is the short run Elektrik Sistemi için hesaplanmıştır. Üretimden kaynaklanan marjinal planning model.

kapasite maliyeti analitik yöntemle hesaplanırken. marjinal enerji

Key vvords: Electric tariff,

maliyetinin hesaplaması için Balerioux Booth Tekniği kullanılarak marginal capacity cost (LMRC),

"Eşitlenmiş Yük Eğrisi Olasılıklı Benzetim Modeli" getirilmiş ve Türkiye marginal energy cost (SRMC)

Elektrik Sistemine uygulanmıştır.

Anahtar kelimeler: Elektrik tarifesi, marjinal kapasite maliyeti (LKIRC),

GİRİŞ

marjinal eneji maliyeti (SRMC).

Toplumların çeşitli enerji

kaynaklarına ve özellikle elektrik

enerjisi kullanımına bağımlılıkları

giderek artmaktadır. Ayrıca elektrik

sektörü ülkenin en önemli altyapı

sektörlerinden biri olup yatırım yoğun

bir sektördür. Yukarıdaki nedenlerden

ve ülke ekonomisindeki büyük önemi

nedeniyle elektrik sektöründe doğru

tarife politikalarının oluşturulup

uygulamaya konulması hem ülke

ekonomisi, hem de sektörün kendi

H. Gönül GÜNVARAN

Serpil EROL kendine yeterliliği açısından büyük

TEDAŞ APK İnönü Bulvarı Bahçelievler/ ANKARA

Gazi Üniversitesi Endüstri önem taşımaktadır.

Mühendisliği Bölümü, ANKARA

Halen elektrik sektöründe en

yaygın biçimde kullanılan iki tarife

laımıir

397 ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 1 5

yöntemi olup, bunlardan ilki olan

Marjinal maliyet üretim, marjinal kapasite milliyetinin

muhasebe yönteminde tarife geçmiş iletim, dağıtımdan gelen 1 birimlik (LRMC) hesaplaması oldukça

maliyetlere dayandırılmaktadır. Bu kapasite (kVV) artışı ile ayrıca kolaydır. Mesela plânlama periyodu

yöntem de yıllık sabit ve değişken üretimden kaynaklanan 1 birimlik 20 yıl alınsın. Her yıl için puant yük

işletme giderleri hesaplanır. Bu üretim (kWlı) artışının maliyete talep tahmini yapılsın. Puant yük

giderlere belirli bir kâr marjı ilavesi oluşturacağı artış olarak tanımlan talebinin her yıl D kadar hipotetik

ile toplam olarak hesaplanana dığından, adı geçen maliyetlerin olarak arttırıldığı varsayılsın (Şekil

finansman ihtiyacı müşteri tiplerine hesaplanması oldukça detay mühen 2.1.1.). Bu durumda hem orjinal hem

geçmiş yılların deneyimlerinden dislik ve ekonomik hesaplamaları da de artık talep için uzun dönem

yararlanılark dağtılır. İkinci elektrik beraberinde getirir. Son yıllarda planlama problemi çözümlenir. Her

tarifesi oluşturma yöntemi ise elektirik sektöründe gerek uzun iki yük tahmini için bulunan opt"Tial

marjinal maliyet yöntemi olup, bu dönem (30 yıla kadar) yatırını üretim çözümleri kııllanılanak

yöntemle üretici artı tüketicinin bu planlama modellerinin, gerek kısa

hizmetten edineceği net fayda dönem (gün, hafta, ay) üretim maksimize edilmektedir. Marjinal planlama modellerinin geliştirilmiş maliyet bir birimlik kapasite (k\V) ve olması, marjinal maliyet bileşen

AC LRMCcap =

bir birimlik üretim artışının (kwh) lerinin hesaplanması üzerinde çalışan

maliyete getirdiği marjinal artış uzmanlara büyük kolaylıklar hesaplanır. Burada:

olarak tanımlandığı için, bir şekilde sağlamıştır. Elektrikte kullanılan

gelecek maliyetlere yada müşteri gerek uzun gerekse kısa dönem AD : Planlama periyodundaki her

tüketim kararlarına bağımlıdır. planlama modelleri elektrik sistem yıl için talepteki marjinal artış

Böylece müşteri talep ettiği enerjinin lerinin en önemli özelliklerinden olan AC : İki optimal çözümün maliyet

sisteme getirceği maliyetlerden santrallar zorunlu devre dışı kalma farkı

sorumlu tutulabilmektedir.

olasılıkları ile sistem yük eğrilerini

Daha açık olarak; eğer sistem

Marjinal maliyet yöntemi ile tarife oluşturulması Avrupa'da tkinci Dünya Savaşından sonraki döneme rastlamaktadır. Bunun nedeni, savaş sonrası ülke ekonomilerinin kilit

kullanarak planlama problemlerine çözüm getirmektedir. Böylece elektrik sistemleri matematiksel modellerle doğruya en yakın biçimde tanımlana bilmektedir.

planlama problemi uzun dönem en düşük maliyetli planlama modeli ile çözümleniyor ise C'niıı hesaplanması oldukça kolaydır. Bunun için: puant yük talebi planlama periyodundaki

sektörlerinin devletleştirilmeleri ve

Çalışmada; tarifenin %80 her yıl için belirli sabit bir oranda D

bu sektörlerin kârlı çalışmalarının civarındaki en büyük bölümünü kadar (marjinal artış) arttırılır.

sağlanmasıdır.

oluşturması nedeniyle, üretimden Böylece yeni bir talep projeksiyonu

Elektrik sektöründe de gelen marjinal kapasite maliyeti elde edilmiş olur. Uzun dönem

maliyetle

tarife (LMRC) ve marjinal enerji maliyeti yatırım üretim planlama modeli

oluşturulması yine aynı döneme rastlamıştır. 1949'da Bouteu\ (2) ve 1968'de Turvey'in (12,13) konuya önemli katkıları olmuştur. Bouteux ve Turvey özellikle puant yük tarifesi konusunda yada elektrik tarifesinin elektrik kullanım saatlarına göre hesaplanması konusunda büyük katkılar sağlamışlardır. Konuya katkıları olan diğer araştırmacılar ise Brovvn ve Johnson (3,4), Visscher

(SRMC) Türkiye Elektrik Sistemi kullanılarak hem orjinal talep tahmini

için hesaplanmıştır. Marjinal kapa hem de arttırılmış talep için iki ayrı

site maliyeti analitik yöntemle hesap optimal çözüm elde edilir. Birinci

lanırken, marjinal enerji maliyeti yani orjinal talep tahmini ile elde

hesaplanması için Balerioux Booth edilen çözüme A, diğerine yani

Tekniği kullanılarak "Eşitlenmiş arttırılmış talep tahmini ile elde

Yük Eğrisi Olasılıklı Benzetim edilen çözüme B denilir ise;

Modeli" özgün olarak geliştirilmiştir.

Yöntemler hakkında detay bilgi kaynak (7,8,9)'da bulunabilir.

_ttı (1 + r)1

TO? Of

' ttı (l+r)1

(14), Munasingle ve VVarford (11), 2. Marjinal Maliyet Bileşenleri

Crew ve Kleindorfer (5,6), Anderson veBohınan(l), Kalın (10).

Elektrik üretiminden kaynak

T Ef EA

yt

t_

Halen dünyada marjinal lanan marjinal kapasite maliyeti

maliyet yöntemi elektrik sektöründe yaygın olarak kullanılmaktadır. Bu

(LMRC) ve marjinal enerji maliyeti (SRMC) aşağıdaki gibi hesaplanır.

Burada,

t=ı (l + r)1

yöntemin Türkiye Elektrik Sistemi Tarife Yapısının oluşturulması için de kullanılması gereği açıktır. Böy lece sektör yaptığı üretimin net ekonomik faydasını maksimize ederken, gerek yatırım gerekse üretim giderlerini karşılayabilme açısından kendine yeterli olacaktır (7,8,9).

2.1. Maliyet Kapasite Maliyeti

Marjinal kapasite maliyeti (LRMC) arzın I KVV arttırılmasının sebep olduğu yatırım maliyetindeki artış olarak tanımlanmaktadır. Uzun dönem üretim yatırım matematiksel planlama modelleri kullanılarak

CA CB t ' t :A ve B optimal çözümlerinden elde edilen yatırım gideri oA,oB t t :A ve B optimal çözümlerinden elde edilen sabit işletme giderleri,

ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 397

EA,EB t ' t :A ve B çözümlerinde

kullanılan puant yük talep

*• Z^incn i'fi!)

Şekil 2 1 1 Yıllı, i'ük Eirısı (,.\D Kadar Arttın!m:ş), Pur.at Yuk Talep Tahmini ( AD Kadar Arttırılmış)

3 9 7 ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 1 7

tahminleridir.

: Planlama periyodu

santralların zorunlu devre dışı kalına olasılıklarını (FOR) gözönüne alarak santralların beklenen üretimlerinin

LRMCcap hesaplanabilmesi için kullanılabilecek modellerden bir tanesi WASP III "Wien Automatic System Planning Pakage" Modelidir. WASP III Modeli ile 30 yıla kadar uzunluktaki planlama periyodu için santrallar yatırım, üretim planlama problemine çözüm bulunabilmektedir. Uluslararası Atom Enerji Ajansı (IAEA Viyana) tarafından Türkiye Enterkonnekte Sistemine uygulanan model halen uzun dönem planlama çalışmalarında kullanıİmaktadır.

hesaplanmasıdır. FOR olasılık değeri olduğu için elektrik sistemlerinde olasılıklı benzetim tekniğinin kullanılması gerekmektedir. Bu tekniğin en ünlüleri olarak Monte Carlo Kronolojik Benzetim Modelleri, Eşitlenmiş Yük Eğrisi Modelleri, Kümülant Metodu, Segmentasyon Metodu sayılabilir.

Yukarıda adı geçen kısa dönem üretim planlama modelleri kullanılarak ay, hafta, gün için santral beklenen üretimleri, ayrıca santrallar üretim giderleri ile sistemin toplam

Eğer elinizde uzun dönem elektrik yatırım üretim planlama modeli yoksa, yada Kurumumuzda var olupta araştırmacıya kullanma imkanı verilmemişse, marjinal kapasite

üretim giderlerinin hesaplanması mümkündür.

Yukarıdaki veriler kullanı larak Balerioux Boofh tekniği ile özgün olarak geliştirilip bilgisayara

maliyeti (LRMCca,,) analitik yöntemle aktarılan model yardımı ile marjinal

de hesaplanabilir Analitik yöntem enerji maliyetleri elektrik kullanım

sırayı %39 payla doğal gaz yakıtlı santrallar alırken, %34'le ithal kömür yakıtlı santrallar ikinci sırayı, %2 I 'Ic de linyit yakıtlı santrallar üçüncü sırayı almaktadır. Termik santral yatırımlarında nükleer santrallar %6'larda kalmıştır. Linyit yakıtlı santralların ise %75'i 340 MW kurulu güçlü santrallardır.

Yukarıda ifade edilen nedenlerden ötürü marjinal kapasite maliyeti hesaplamasında göz önüne alınacak olan aday santrallar, termik santral yatırımlarında %39 paya sahip olan doğal gaz yakıtlı santrallar, %34 paya sahip ithal kömür yakıtlı santrallar ile linyit yakıtlı santrallardan 340 MVV'lık santral lardır. Bu santrallar için LRMCCİ1|J Bölüm 2'de verilen analitik yöntemle ayrı ayrı hesaplanıp Tablo 3.1.1'de verilmiştir.

3.2. Marjinal Enerji Maliyeti

kısaca aşağıda verilmiştir. Burada. L R M C c a p = (Yıllık kapasite maliyeti)

Marjinal enerji maliyetinin

'ıoo; (SRMC) hesaplaması için özgün olarak geliştirilmiş ve "Eşitlenmiş

=($/KW yıl)

RM: Elektrik sistemi için kabul edilen rezerv kapasite (yedek güç) oranı,

saatlanna göre puant dışı, yarı puant ve puant saatlar için ayrı ayrı

Yük Eğrisi Olasılıklı Benzetim Modeli" geliştirilerek Türkiye Elektrik Sistemine uygulanmıştır.

Bu bölümde sırasıyla modelin

L,: Santral kaybı (üretilen enerjinin santral tarafından kullanılan miktarı). Burada hesaplanan LRMCcap ($/KW/yıl) olup, LRMCcap'te santral tipinin yük faktörü kullanılarak $ /kwh'te çevrilir

hesaplanmıştır. Model metodolojisi ve bilgisayar kodu hakkındaki detay bilgi kaynak 7'de verilmiştir.

3. Uygulama Sonuçlan

Bu bölümde Türkiye Enterkonnekte Sistemi gerçek

bilgisayara aktarımı daha sonra ise Türkiye uygulaması anlatılacaktır.

3.2.1. Eşitlenmiş Yttk Eğrisi Olasılıklı Benzetim Modeli Bilgisayar Programı

Eşitlenmiş yük eğrisi olasılıklı

Santral Yük Faktörü =(1 FOR)

MSDİ

760 365

FOR: Santralın zorunlu devre dışı

verilerine

dayanılarak

hesaplanan marjinal kapasite

maliyeti (LRMC) ve marjinal

enerji maliyeti (SRMC)

sunulmuştur.

benzetim modeli iki modül olarak bilgisayara aktarılmıştır.

MODÜL 1

Modül l'de standart Fortran

kalma olasılığı (%),

3.1. Marjinal Kapasite Maliyeti

Programlama dili kullanılmıştır. Bu

MSI): Planlanan yıllık bakım onarım

dille hazırlanan bilgisayar programı

süresi (gün/yıl).

1995 2010 yılları arasında EK l'de verilmiştir.. Bu modül

2.2. Marjinal Enerji Maliyeti

Türkiye Elektrik Sistemi kapasite kullanılarak ilk etapta kaydırılmış gelişimi büyük ölçüde termik (Convolusion) yük eğrisi matriksi

Marjinal enerji maliyeti 1 kWh üretim artışının sistem üretim maliyetine getireceği marjinal artış olarak tanımlanır. Marjinal enerji maliyeti ($/kWh) hesaplamalarında üretim benzetim modelleri kullanılır.

santrallarla gerçekleştirilecektir. Daha açık; olarak planlama dönemi sonu olan 2010 yılında termik santrallar kapasite ilavesinin toplam kapasite ilavesine oranı %75'tir. Gelecekteki yatımların %75'ini oluşturacak olan termik santralların

elde edilmiş daha sonra matriks değerlerinden yararlanılarak her santral için ayrı ayrı kapasite (yük) faktöreleri belirlenerek Aralık 1993 periyodu için santral beklenen üretimleri ayrı ayrı hesaplanmıştır.

Üretim benzetim Modellerinin amacı kendi içindeki sıralamasında ise ilk

Santral Tipi

450 MW Doğal Gaz Santralı 500 MW ithal Kömür Santral 340 MW Linyit Santralı

LRMCB ,„ ,..ın S/KW vıl cent/kwh

82.57

1.14

161.70

2.24

181.10

2.50

Tablo 3.1.1. Marjinal Kapasite Maliyetleri

GİRDİLER

olarak S, santralı işletme maliyeti en

düşük santraldir. S2 santralının I. Santrallann ekonomik yükleme işletme maliyeti sistemin ikinci en

sıralaması (EYS) santrallann düşük maliyetidir.

maksimum kapasitede (yükte)

Tablo 3.2.1.'deki EYS

çalışması durumunda;

kullanıldığında, yük eğrisine

yerleştirilen ilk santral hidrolik baz

i. Yakıt giderlerinin (cent/kwh)

santraldir. MWBH. ikinci sırada

ii.Yakıt+değişken işletme giderlerinin Kangal, üçüncü sırada Soma A son

(cent/kwh)

sırada ise MWPH gelmektedir.

küçükten büyüğe doğru sıralanması ile

Tablo 3.2.1. Santralların Tam

elde edilmiştir. Çalışmada suyun Yükte Çalışması ve Toplam İşletme

maliyeti sıfır kabul edildiğinden Giderlerine Göre Ekonomik Yükleme

EYS'de yer alan ilk santral hidrolik Sıralaması

baz santraldir (MWHB). Santralların yakıt + değişken işletme giderlerine

Marjinal maliyet ınetedolojisi

göre ve tam yükte çalışması gereği; marjinal enerji maliyetinin

durumundaki EYS'si Tablo 3.2.1.'de hesaplanması için iki üretim planlama

verilmiştir.

çözümüne ihtiyaç vardır. Bunlardan

ilki baz çözüm denilen ve sistemin

2 Bütün santrallar çalışıyor kabulü ile gerçek yüklerinden hareketle elde

yukarıdaki EYS'ler kullanılarak edilen çözümdür. Daha açık olarak;

santrallar yük eğrisi üzerine santrallar sistem yük eğrisi üzerine

yerleştirilirler (Şekil 3.2.1.). Daha açık EYS'i göz önüne

alınarak

yerleştirilir. Baz çözüm için kullanılan yük eğrisi Şekil 3.2.2.'De verilen baz yük eğrisidir (BYE). Böylece kaydırılmış (convolusion) matrisinin başlangıç değerleri olan Lo(x) bulunmuş olur. Marjinal maliyet teorisi gereği yükün marjinal artışı göz önüne alınarak ikinci çözüm (arttırılmış çözüm) elde edilecektir. Bunun için Aralık 1993 saatlik yük değerleri % 2'lik marjinal bir artışla arttırılarak Şekil 3.2.3'deki arttırılmış yük eğrisi (A YE) bulunmuştur. Santrallar bu kez yine EYS'i göz önüne alınarak AYE'si üzerine yerleştirilir ve buradan da arttırılmış çözüm için gerekli olan L'o(x) değerleri bulunur.

3. Santralların zorunlu devre dışı kalma olasılık (FOR) değerleri (qn) olarak proje değerleri alınmıştır. Santrallar belirli teknolojiler kullanılarak kurulurlar. qn değerleri bu teknolojiler için üretilen ve dünya ortalamalarından elde edilen değerlerdir. qn'lerin modele etkisinin fazla olabileceği düşüncesi ile Türkiye Elektrik Sistemindeki Santralların FOR'ları istatistiksel dağılımını türetmek amacı ile bir çalışma yapılmıştır. Ancak Türkiye Elektrik Sistemindeki santralların büyük çoğunluğu son 10 yılda devreye girmiş olduğundan santralların büyük çoğunluğunda FOR'lar için yanlızca 10 yıldan daha az yıl için veri mevcuttur. Bu kadar az veri ile santral FOR'ları için istatistiksel

•I

L, [:•:)

o

CO . I

OT c/3 : ! 1

Yük İMW)

Şekil 3.2.1. Santralların EYS'e göre Yük Eğrisi Üzerine Yerleştirilmesi

I İ M İ II

3 9 7 ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ

MWHB Kangal Soma A Anbarlı Hamitabat Seyitömer Yeniköy Orhaneli Yatağan Soma B Tunçbilek B Yeni Çatalağzı Afşin Elbistan Tunçbilek A Çayırhan Anbarlı Hopa Ayrıcalıklı Şir. Oto Prodüktörler MWHp

Toplam İşletme Giderleri^) (cent/kwlı)

0. 0.88 1.17 1.35 1.52 1.56 1.63 1.88 1.96 2.00 2.00 2.01 2.20 2.20 2.34 3.25 3.25 5.14 0.

yük eğrileri üzerine yerleştiril inişlerdir. Baz yük eğrisi Şekil 3.2.2.'de Arttırılmış yük eğrisi Şekil 3.2.3'de verilmiştir. Yük eğrileri üzerine santrallar üniteler olarak dizildikten sonra yine Lo (x) ve Lo' (x) değerleri daha hassas bir biçimde bulunmuştur. Modele ilişkin veriler toplu halde Tablo 3.2.2.'de veril miştir.

Bu veriler kullanılarak hesaplanan puant dışı yarı puant ve puant saatları marjinal enerji maliyetleri aşağıdadır;

MM51= 1.560 cent/kwh MMS,= 1.853 cent/kwh

İ = 2.734 cent/kwh

Senaryolarda hesaplanan marjinal enerji maliyetleri toplu olarak Tablo 3.2.3'de verilmiştir. (Kaynak 7'deki sonuçlar revize edilmiştir.)

sorumludur. Tablo 3.3. l'de verilen elektrik üretiminden gelen marjinal maliyet lere iletim ve dağıtımdan gelen marjinal kapasite maliyetleri ile müşteri maliyeti ilave edilerek pııunt dışı, yarı puant ve puant saatlar elektrik tüketimleri için tarife elde edilmiş olacaktır.

Bu çalışmada Uzun Döneni Elektrik Yatırım Üretiminde dominant olarak yer ulan üç ayrı tip aday santral için yani 450 MW doğal gaz yakıtlı santral, 500 MW ithal kömür yakıtlı santral ve 340 MW linyit yakıtlı santral için üç ayrı marjinal kapasite maliyeti hesap lanmıştır. Marjinal kapasite maliyeti puant saat elektrik tüketimi tarifesini etkilediğinden puaut saat için üç ayrı marjinal maliyet bulunmuştur. Bu üç maliyet üzerine iletim ve dağıtımdan gelen marjinal maliyet ile müşteri maliyetleri ilavesiyle tarife oluş turulur. Daha sonra yıllık satış tahminleri ve yukarıda değişik marjinal kapasite maliyetleri ile oluşturulan tarife ile yıllık gelir tahmini hesaplanır. Geleneksel muhasebe yöntemi ile hesaplanan yıllık gelir ihtiyacı ve tahmini gelir karşılaştırılarak tarifeye karar verilir.

(1) Toplam işletme giderleri=yakıt

giderleri+değişken işletme giderleri

Toplam

Maliyetler

Enerji Gelen Marjinal

dağılım türetmenin sakıncalı olacağı kabul edilerek modelde qn değerleri için proje değerlerinin kullanılmasına karar verilmiştir.

3.2.1. Modelin Uygulaması

Kaynak 7'de 5 senaryo uygulamasına rağmen burada yanlızca Senaryo 5 (Türkiye uygulaması) olaVak verilmiştir. Bu senaryoda santralların ekonomik yükleme sıralaması tam yükteki yakıt + değişken işletme giderlerinden oluşan toplam işletme giderlerinin küçükten büyüğe sıralanmasıyla yapılmıştır (Tablo 3.2.1).

Ancak santrallar tam kapasitede değil üniteler olarak tam kapasitede devreye sokulmuştur. Daha açık olarak toplam işletme giderlerine göre sıralanan santrallar ünite ünite hem baz hem de arttırılmış

Elektrik enerji üretiminden

gelen ve tarifeye baz olacak olan

toplam marjinal maliyet için Tablo

3.1.1'deki

maliyetleri ile Tablo 3.2.5'deki

Senaryo 5'in marjinal enerji

maliyetleri kullanılmıştır. Üretimden

gelen toplam marjinal maliyet üç ayrı

tarife periyodu olan puant dışı, yarı

puant ve puant saatları için

hesaplanarak Tablo 3..3 l'de

verilmiştir. Hesaplamalarda marjinal

kapasite maliyetinden yalnızca puant

saat müşterileri sorumİıı tutulmuştur

(7). Daha açık olarak puant saat

müşterileri hem marjinal kapasite

maliyeti hem de puant saat marjinal

enerji maliyetinden sorumlu

tutulurken, puant dışı ve yarı puant

müşterileri ise sırasıyla puant dışı

marjinal enerji maliyeti, yarı puant

marjinal enerji maliyetinden

SONUÇ VE TARTIŞMA

Bu çalışmada elektrik tarifesini oluşturma yöntemlerinden marjinal maliyet benimsenip tarifenin en büyük kısmını oluşturması nede niyle üretimden kaynaklanan marjinal maliyet bileşenleri hesaplama yön temleri verilerek Türkiye elektrik sistemine uyarlanmıştır. Marjinal kapasite maliyeti (LRMC) analitik yöntemle hesaplanırken, marjinal enerji maliyetinin hesaplanması için Balerioux Booth Tekniği kullanılarak özgün olarak geliştirilen "Eşitlenmiş Yük Eğrisi Olasılıklı Benzetim Modeli" kullanılmıştır.

Analitik yöntemle yapılan hesaplamalar sonucunda LMRCıa|l maliyeti sırasıyla doğal gaz yakıtlı santrallar için 1.14 cent/kvvlı, ithal kömür yakıtlı santrallar için 2.24 cent/kwh, linyit yakıtlı santrallar için ise 2.50 cent/k\vh 'tir. Uzun dönem yatırım planında yukarıdaki

HBHTITİ

X N.

Şekil 3.2.2. Baz Yük Eğrisi v

Şekil 3.2.3. Arttırılmış Yük Eğrisi

santrallardan hangisi . ağırlıklı

olacak ise tarife için o santrala ait

kapasite marjinal maliyeti göz

önüne alınmalıdır.

Elektrik

kaynaklanan marjinal maliyetin

ikinci bileşeni marjinal enerji

maliyetidir. Marjinal enerji

maliyeti (SRMC) üretimin I kwh

marjinal artışının kurulu güç

arttırılmadan karşılanması duru

munda maliyetteki artış olarak

tanımlanmaktadır. Bu maliyetin

hesaplanması için Balerioux Booth

Tekniği kullanılarak "Eşitlenmiş Yük Eğrisi Olasılık Benzetim Modeli" özgün olarak geliştirilip Türkiye Elektrik Sistemine uygulan mıştır. Model çalışmada santrallerin tümünün devrede olması kabulüyle kullanılmıştır (Hiç bir santral yıllık bakım onarımda değildir.).

"Eşitlenmiş Yük Eğrisi Olasılık Benzetim Modeli" sonuçları her santralin istenilen her uzunluktaki periyod (gün, hafta, ay) için optimal kapasite faktörleri ve optimal üretimleridir. Optimal

üretimlerin hesaplanmasından sonra santrallar toplam üretim maliyeti = yakıt + değişken işletme giderleri göz önüne alınarak marjinal enerji maliyeti hesaplan mıştır. Hesaplanan marjinal enerji maliyetleri puan dışı, yan pııaııt ve pııant saatlar için sırasıyla 1.5d cent/kwh, 1.853 k\vh, ve 2.734 cent/kwh'tir.

Çalışmada marjinal kapa site maliyetinden yalnr/ea puant saatta elektrik tüketen müşteriler sorumlu tutulacağı kabulü benim sendiği için 'üretimden gelen toplam marjinal maliyetter aşağıdaki gibidir:

Uzun dönem yatırım planında 450 MW kurulu güçlü doğal gaz yakıtlı santrallar dominant olarak yer alacak ise. üretimden kaynaklanan toplam marjinal maliyetler pııant dışı, yarı puant ve puant saatler için sırasıyla 1.56 ccnt/kwh, 1.853 eent/kvvh. 3.874 cent/kvvh'tır.

Ayni kabulle bu kez dominant yatırım alternatifi olarak 500 MW'İık ithal kömür yakıtlı santrallar ele alınır ise; üretimden kaynaklanan toplam marjinal maliyetler pııant dışı, yarı puant ve pııant saatler için sırası ile 1.56 cent/kwh, 1.853 cent/kvvh. 4.1)74 cent/kwh'tır.

LRMCcn|, için 340 MVV'lık linyit yakıtlı santrallar göz önüne alınır ise bu kez marjinal maliyetler puant dışı, yarı puant ve puanı saatler için sırası ile 1.56 cent/k\vh, 1.853 cent/kvvh ve 5.234 cent/k\vh olacaktır.

Yukarıdaki maliyetlere iletim, dağıtımdan kaynaklanan kapasite marjinal maliyetleri ve müşteri marjinal maliyetleri ilavesiyle pııant dışı, yarı puant ve puant saat elektrik tarifesi bulunur.

Yukarıda tarifede elektrik kullanım saatlarına göre büyük farklılıklar görülmektedir. Bıv nedenle müşteri zaman ayarlı sayaç kullanımına özendirilmeli daha açık olarak ülkede zaman ayarlı sayaç kullanılmaya başlan malıdır. Böylece günün değişik saatları için müşteriye laikli tarife uygulamak mümkün olacak müş teri zorunlu olmadığı durumlar

\mtwaii;

397 ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 37

TKF

Senarvo 1 2 3 4 5

Marjinal Enerji Maliyeti

cent/k\vh

l'ııaııt Dışı

Yarı Puant Puant

2.113

2.089

2.782

1.994

2.458

2.044

2.376

1.935

2.387

1.853

2.734

Tablo.3.2.5 Marjinal Enerji Maliyetleri

dışında puant saatlarda elektrik kullanmamaya özen gösterecektir. Böylece bir şekilde yük yönetimi uygulanmaya konulmuş olacaktır.

Heriki Çalışmalar İçin Öneriler:

Daha önceki bölümlerde de açıklandığı gibi marjinal enerji maliyeti hesaplaması için geliştirilen "Eşitlenmiş Yük Eğrisi Olasılıklı Benzetim Modelinin" en önemli girdileri orijinal ve arttırılmış yük eğrilerinden elde edilen L,,(N) ve L(x) değerleridir. Doğal olarak santral üretimleri Lo(x) ve L(x) değerlerine ya da yük eğrisinin şekline bağımlıdır. Ülke yük (talep) eğrisinin bulunması çalışmada kapsam dışında bırakılmış olup, eldeki hazır yük eğrilerinden yarar lanılmıştır. Dolayısıyla ülke yük (talep) eğrisinin doğruya en yakın biçinde tanımlanması hem kısa ve uzun dönem planlama çalışmaları hem de marjinal enerji maliyetinin hesaplanması açısından büyük önem taşımaktadır. Bu nedenle ülkemiz deki farklı şehir tiplemesinden giderek ülke yük eğrisinin yeniden tanımlanması ve bunun hali hazırda planlama problemlerinde kullanılan yük eğrisi ile karşılaştırılarak iki ayrı yük eğrisinin birbirine uyumunun kontrol edilmesi ayrı bir araştırma problemi olarak önerilebilir.

Şu günlerde TEDAŞ'da sayaç okumalarına yönelik sayaç okumaları otamasyonu ile ilgili çalışmalar sürdürülmektedir Halen elde olan alternatifler el bilgisayarı, kartlı sayaç, main stock system ve geleneksel okuma sistemleridir.

TEDAŞ'ın şu aşamada çözmesi gereken en önemli sorunlardan biri yukarıda ifade edilen alternatiflerden hangisinin nerelerde kullanılması gerektiğini ortaya koymak ve uygulamaktır. Burada amaç yalnız ca sayaç okumayı otomasyona bağ layıp buna bağımlı olarak tahsilatı hızlandırmak değil yük eğrisi için gerekli veri tabanını oluşturacak sistemleride devreye sokmaktır.

"Eşitlenmiş Yük Eğrisi Olasılıklı Benzetim Modelinin" en önemli girdilerinden biri zorunlu devre dışı kalma olasılığı (FOR) qn değerledidir. qn değerlerinde yapıla cak değişikliklerin santraların beklenen üretimlerine etkisini ince lemek amacıyla duyarlık analizi yapılabilir. Böylece model sonuç larının ya da santralların beklenen üretimlerinin qn değerlerine duyar lılığı incelenebilir.

KAİNAKLAR [1| Andcrson R. and Bohman M..

"Short and Long Ruıı Marginal Cost Pricing", Energ)' Economics, Octohcr 1985,235 238. |2) Boutcux M.. "Peak Load Pricing" Journal of Business. April 1960, 157 179. [3] Broun G. and Johnson B. "Public Utility Pricing and Oıılput Under Risk" American Economic Revievı. June 1960, 489 490. [4| Urovvn G. and Johnson B. "Welfare Maximizing Price and Outpııl \vith Stochastic Denıand", American Economic Revievı, Marc 1973,230 231. [5| Crew M. and Kleindorfer R. "The Eeonomics of Public Utilitv Regulatioıı" Cambrige MİT Press, 1986. [6| Crew M. and Kleindorfer R. "Peak Load Pricing with Diverge

|7| |8] [9] 110|

11) 112] 113] |14]

Technology", Bell Journal o/

Eeonomics, 1976. 207 231.

ü.

Günvaran

"Elektrik

Yöntemi" Doktora Tezi. Gazi

Üniversitesi Fen Bilimleri

Enstitüsü. 1994.

Yöntemi ve Türkiye Uygulaması"

Eylül 1995 İsı Kongresi.

Talep Yönetimi ve Tarife İle

llişkilendirilmesi". Ocak 1996.

Enerji Tasarrufu Kongresi.

Kalın E. "The Eeonomics of

Regulatioıı l'rinciples and

İnstitutions" The MİT Press

Cambrige

Massachusselts.

London England. Fourt Printiııg.

1991.

Munasingle J. and \Varforit J..

"Eleetricitv Pricing Theorv and

Case Stııdies". John Hopkins

University Press. 1977.

Turvey R., Peak Loaıl Pricing,

Journal of Politıcat Economy.

Feb. 1976.'101 113.

Turvey R.. "Onlimal Pricing and

Investmerit in F.lectricitv Supplv"

, An Essay in Applied \Velfare

Economic. London. George Ailen

andUnvın. 1968.

Visscher

M..

"Welfare

Maximizing Price and Outpııt

with Stochastic Denıand".

American Economic Revie\\\

March 1973,224 229.

38 ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 397

Tablo 3.2.2 Uygulama Verileri

Ci'ye göre EYS <')

in

(ceııt/k\vh)

(MW)

U(X)

L'«(X)

(%)

Hidrolik 1

1 Kangal

2 Kangal

3 Kangal

1 Soma A

*>2

2 Soma A

1 Anbarlı

2 Anbarlı

3 Anbarlı

1 Hamitabat

2 Hamitabat

1 Seyitömer

2 Seyitömer

0.875

3 Seyitömer

0.8445

0.9361

0,10

4 Seyitömer

0.7836

0.8084

1 Yeniköy

.63

0.7716

0.7989

2 Yeniköy

1.63

0.6998

0.7416

1 Orhaneli

1.88

0.667

0.6916

0.20

1 Yatağan

0.653

0.6750

2 Yatağan

0.639

0.6584

3 Yatağan

0.625

0.6418

1 Sonıa B

0.604

0.6225

2 Soma B

0.5833

0.6112

3 Sonıa B

0.5625

0.5960

4 Sonıa B

0.5417

0.5807

5 Soma B

0.5208

0.5665

6 Soma B

0.50

0.5502

1 Tıınçbilek B

0.4063

0.5083

2 Tunçbilek B

0.3125

0.4664

1 Y. Çatalağzı

0.2398

0.3682

2 Y.Çatalağzı

0.167

0,25

1 Afşin Elbistan

0.1284

0.2375

2 Afşin Elbistan

0.090

0.225

3 Afşin Elbistan

0.051

0.2125

4 Afşin Elbistan

0.015

0.020

1 Tunçbilek A

1 Çayırlıan

2 Çayırlıan

1 Anbarlı + Hopa

0.08

1 Ayrıcalıklı Şir.

0.05

1 Otoprodüktörler

5.14

0.12

Hidrolik 2

Senaryolarda hesaplanan marjinal enerji maliyetleri toplu olarak Tablo 3.2.3'de verilmiştir. (Kaynak 7'deki sonuçlar revize edilmiştir.)

3 9 7 ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 3 9